Lastprofile

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Lastprofile, Einspeiseprofile, »Smart Grids« – Chancen und Hindernisse auf dem Weg zur Energiewende

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  1. 1. Lastprofile – Einspeiseprofile – »Smart Grids« Chancen und Hindernisse auf dem Weg zur Energiewende Stefan Fassbinder
  2. 2. Das w ist ein sehr wichtiger Buchstabe! Früher stellte man dies insbesondere an der Schweißtechnik fest. Heute fällt es vor allem bei der Energiewende auf. Und zwar an insgesamt sieben Stellen:
  3. 3. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  4. 4. Eigentlich ist die Energiewende doch schon erstaunlich weit fortgeschritten! Netzlast min.: ≈ 35 GW Netzlast max.: ≈ 82 GW Das sieht ja schon mal gut aus – wenn auch 1 kW ≠ 1 kW; 1 kWh ≠ 1 kWh Allgemeine Stromversorgung Deutschlands nach BDEW Netto-Engpassleistung Netto-Erzeugung Auslastung absolut anteilig absolut anteilig einzeln gesamt Kernenergie 10,8 GW 5,6% 86,8 TWh 15,1% 8033 h/a Braunkohle 20,5 GW 10,6% 140,9 TWh 24,5% 6888 h/a Steinkohle 27,7 GW 14,4% 107,4 TWh 18,7% 3876 h/a Erdgas 23,3 GW 12,1% 35,7 TWh 6,2% 1534 h/a Öl 4,2 GW 2,2% 1,5 TWh 0,3% 363 h/a sonstige 3,6 GW 1,9% 8,8 TWh 1,5% 2427 h/a Pumpspeicher 5,7 GW 3,0% 5,8 TWh 1,0% 1014 h/a Pumparbeit η = 72,4% 8,0 TWh 1,4% – Wasserkraft 5,6 GW 2,9% 18,9 TWh 3,3% 3375 h/a Wind an Land 23,3% 85,7 TWh 14,9% Wind auf See 2,0 TWh 0,3% Biomasse 6,4 GW 42,3 TWh 7,4% 6666 h/a Fotovoltaik 39,7 GW 20,7% 38,4 TWh 6,7% 967 h/a Geothermie 0,0 GW 0,0% 0,1 TWh – – – Netzverluste – – – – 25,8 TWh 4,5% – – Gesamt 192,3 GW 172,4% 574,2 TWh 100,0% 2987 h/a 2015 90,0 GW 48,4% 381,0 TWh 66,3% 44,8 GW 3,3% 1912 h/a 4233 h/a 96,5 GW 50,2% 187,5 TWh 32,6% 1942 h/a
  5. 5. Nur soll es nicht innen dunkel werden, nur weil es außen dunkel ist und kein Wind weht Doch schon den Schildbürgern ist es misslungen, Licht mit Schaufeln in Säcken zu sammeln, um es von draußen nach drinnen zu transportieren. Tageslicht für die Nacht einzulagern gelingt bis heute nur in homöopathischen Dosen. Also muss man Licht bei Tage in elektrische Energie umwandeln und bei Nacht wieder zurück! Wobei statistische Methoden das Problem nicht lösen …
  6. 6. Leider ist bezüglich Lagerfähigkeit auch die elektrische Energie noch »homöopathisch« Durch die Umstellung der Stromerzeugung auf regenerative Quellen wird die Erzeugung abhängig vom Klima und insbesondere vom Wetter. Während manche Länder – Großbritannien – von sich sagen, sie hätten gar kein Klima, sondern nur Wetter. Wenn von der Wettervorhersage wieder einmal nur die Sage übrig bleibt, muss man also Strom auf Halde produzieren bzw. von dort beziehen. Außerdem verrät die Vorhersage uns nur, wann wir wie viel Speicher eigentlich bräuchten, aber nicht, woher denn nehmen. Nein, noch nicht einmal stehlen kann man diesen. Woher denn auch? Die bis heute realistisch machbaren Halden gleichen eher ein paar Maulwurfshaufen. Nun ist guter Rat teuer.
  7. 7. Wenn von 40 GW Solar-Einspeisung innerhalb einer Stunde 7 GW vom Netz gehen und innerhalb der nächsten Stunde 17 GW hinzu kommen, dann darf man das als eine Herausforderung bezeichnen. Wenn Stromversorger und Netzbetreiber dafür Wochen lang hin und her rechnen, dann darf man das einen erheblichen Aufwand nennen. Wenn zuvor (im Vergleich zum Normalbetrieb) die Sekundär- Regelreserve verdoppelt worden ist, dann wird das wohl als nötig erachtet worden sein. Wenn teilweise manuelle Änderungen am Regler – so genannte »Vorsteuerungen« – vorgenommen wurden, ist dies mit erhöhtem Personal-Einsatz verbunden. Wenn dann alles gut geht und sich der Verlauf der Frequenz im Verbundnetz um nichts von jedem x-beliebigen Tag unterscheidet …
  8. 8. 49,90 Hz 49,92 Hz 49,94 Hz 49,96 Hz 49,98 Hz 50,00 Hz 50,02 Hz 50,04 Hz 50,06 Hz 50,08 Hz 50,10 Hz 223 V 224 V 225 V 226 V 227 V 228 V 229 V 230 V 231 V 232 V 233 V 234 V 235 V 236 V 237 V 0:00 h 4:00 h 8:00 h 12:00 h 16:00 h 20:00 h f→ U→ t → Verlauf von Spannung und Frequenz am 20.03.2015 (Sonnenfinsternis zwischen 9:25 und 11:50) U f … dann darf man das einen Erfolg nennen! Siehe auch: www.netzfrequenz.info/tag/mittelwerte und www.netzfrequenzmessung.de
  9. 9. www.bulletin-online.ch/uploads/media/51-52_1506_sonnenfinsternis.pdf
  10. 10. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  11. 11. Wozu eigentlich Lastprofile? Elektrische Energie ist also das einzige Produkt, das in genau der Sekunde erzeugt werden muss, in der es verbraucht wird – um nicht gleich von Millisekunden zu sprechen. Wie soll sich da ein Marktpreis aus Angebot und Nachfrage bilden? Seit langer Zeit marktübliche Kompromisse sind: • Bei Sondervertragskunden ab 100 MWh/a wird der Energieverbrauch als 15-min-Mittelwerte erfasst. Ein Lastprofil liegt daher mit guter Näherung vor. • Bei Tarifkunden unter 100 MWh/a erfolgt die Erfassung sehr viel seltener (z. B. Haushalte nur ein Mal jährlich). Hier kommen genormte, für die jeweilige Art von Verbrauchern typische Profile zum Einsatz. Diese Berechnungsmethoden dienen zur Ermittlung der Preise sowohl für den Energieverbrauch als auch für die Netznutzung.
  12. 12. Was sind eigentlich Lastprofile? Zwei Arten: • Genormt (hypothetisch – für Vorausberechnungen des Bedarfs und für vereinfachte Abrechnungen benutzt); • tatsächliche, gemessene Lastprofile eines bestimmten Zeitraums. Der Verlauf der Leistungsaufnahme eines Kunden wird zu seiner im Jahr abgenommenen Energie ins Verhältnis gesetzt.
  13. 13. Genormte synthetische Lastprofile der EWE AG, identisch denen des BDEW H0: Haushalt (dynamisiert: Von der erwarteten Tagestemperatur abhängig gemacht) G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe, werktags 8 - 18 Uhr G2: Gewerbe mit starkem bis überwiegendem Verbrauch in den Abendstunden G3: Gewerbe durchlaufend G4: Verkaufsstätte / Friseurgeschäft G5: Bäckerei mit Backstube G6: Gewerbe im Wochenendbetrieb L0: Landwirtschaft allgemein L1: Landwirtschaft mit Milchwirtschaft / Nebenerwerbs-Tierzucht L2: Landwirtschaft ohne Milchvieh BD: Bandlast (Jahres-Mittelwert)
  14. 14. Zusatz: Eigene Last- und Einspeiseprofile der EWE Energieversorgung Weser-Ems AG SB1: Straßenbeleuchtung mit Pause von 0 Uhr bis 5 Uhr SB2: Straßenbeleuchtung ganznächtig durchgehend EA0: Wasserkraftprofil EB0: Biomasse-, Biogasprofil EG0: Deponiegas-, Klärgasprofil ES0: Solarprofil ET0: Geothermieprofil EW0: Windprofil EY0: Sonstige Einspeisung (Blassblau: Identisch mit Bandlast BD)
  15. 15. Genormtes synthetisches Lastprofil EWE H0 – Standardprofil für Privatkunden (Haushalte) nach BDEW, 2014 0% 50% 100% 150% 200% 250% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t →
  16. 16. Genormtes synthetisches Lastprofil EWE H0 – Woche des längsten Tages im Jahr (BDEW – Montag bis Sonntag) 0% 50% 100% 150% 200% 250% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t →
  17. 17. Genormtes synthetisches Lastprofil EWE H0 – Woche des kürzesten Tages im Jahr (BDEW – Montag bis Sonntag) 0% 50% 100% 150% 200% 250% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t →
  18. 18. Synthetische Lastprofile nach BDEW 2014 Gewerbe G0 bis G6 – Woche des längsten Tages im Jahr (Mo. - So.) 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd G4: Laden / Friseur 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd G4: Laden / Friseur G5: Bäckerei 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd G4: Laden / Friseur G5: Bäckerei G6: Gewerbe Sa - So
  19. 19. Synthetische Lastprofile nach BDEW 2014 Gewerbe G0 bis G6 – Woche des kürzesten Tages im Jahr (Mo. - So.) 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd G4: Laden / Friseur 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd G4: Laden / Friseur G5: Bäckerei 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd G4: Laden / Friseur G5: Bäckerei G6: Gewerbe Sa - So
  20. 20. Genormte Lastprofile Stromnetz Hamburg HH0 und HG0 – Woche des längsten Tages im Jahr (Mo. bis So.) 0% 40% 80% 120% 160% 200% 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → HH0: Haushalt HG0: Gewerbe allgemein BD: Bandlast (Jahres-Mittelwert)
  21. 21. Genormte Lastprofile Stromnetz Hamburg HH0 und HG0 – Woche des kürzesten Tages im Jahr (Mo. bis So.) 0% 40% 80% 120% 160% 200% 16.12. 17.12. 18.12. 19.12. 20.12. 21.12. 22.12. 23.12. P/Pmittel→ t → HH0: Haushalt HG0: Gewerbe allgemein BD: Bandlast (Jahres-Mittelwert)
  22. 22. Genormtes synthetisches Lastprofil BDEW SB1: Straßenbeleuchtung, Pause 0 - 5 Uhr – Woche des kürzesten Tages 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t →
  23. 23. Genormtes synthetisches Lastprofil BDEW SB1: Straßenbeleuchtung, Pause 0 - 5 Uhr – Woche des längsten Tages 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t →
  24. 24. Genormtes synthetisches Lastprofil BDEW SB2: Straßenbeleuchtung, durchgehend – kürzester Tag im Jahr 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P/Pmittel→ t →
  25. 25. Genormtes synthetisches Lastprofil BDEW SB1: Straßenbeleuchtung , Pause 0 - 5 Uhr – längster Tag im Jahr 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P/Pmittel→ t →
  26. 26. Gemessenes Lastprofil eines Krankenhauses Nanu? 12 Stromausfälle im Jahr? Und das in einem Krankenhaus? Hilfe! 0% 50% 100% 150% 200% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t → Lastgang eines Krankenhauses
  27. 27. Gemessenes Lastprofil eines Krankenhauses Aber nein! Nur für den Fall der Fälle: Probelauf des Notstrom-Diesel 0% 50% 100% 150% 200% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P/Pmittel→ t → Tag mit Probelauf des Notstrom-Diesels
  28. 28. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  29. 29. Einspeiseprofil GWE, Süddeutschland Fotovoltaik, Verteilung über das Jahr (allgemein) 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500% 550% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t →
  30. 30. Einspeiseprofil Solar EWE, Norddeutschland ES0 (Solar) – Verteilung über das Jahr (hier 2014) 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500% 550% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t →
  31. 31. Einspeiseprofil Solar GWE, Süddeutschland Standardisierte Fotovoltaik-Einspeisung im Juli 0% 100% 200% 300% 400% 500% 1.7. 4.7. 7.7. 10.7. 13.7. 16.7. 19.7. 22.7. 25.7. 28.7. 31.7. P/Pmittel→ t →
  32. 32. Einspeiseprofil Solar GWE, Süddeutschland Standardisierte Fotovoltaik-Einspeisung im Januar 0% 100% 200% 300% 400% 500% 1.1. 4.1. 7.1. 10.1. 13.1. 16.1. 19.1. 22.1. 25.1. 28.1. 31.1. P/Pmittel→ t → Einspeiseprofil Fotovoltaik GWE im Januar
  33. 33. Tatsächliche PV-Einspeisung EGT Juni 2010 bis Mai 2011 – im Vergleich zum Standard-Einspeiseprofil EWE 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 1.6. 1.7. 31.7. 30.8. 30.9. 30.10. 29.11. 30.12. 29.1. 28.2. 31.3. 30.4. 30.5. P/Pmittel→ t → Einspeisung 2010 / 2011 Einspeiseprofil ES0 nach EWE 2014
  34. 34. Tatsächliche PV-Einspeisung TenneT 2014 im Vergleich zur 24-h-Prognose und zum Standard-Einspeiseprofil EWE 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Einspeisung Fotovoltaik TenneT 2014 in 15-Min.- Werten Profil (EWE) Jahresmittel 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Einspeisung Fotovoltaik TenneT 2014 in 15-Min.- Werten Prognose Profil (EWE) Jahresmittel 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Einspeisung Fotovoltaik TenneT 2014 in 15-Min.- Werten Prognose Messung Profil (EWE) Jahresmittel
  35. 35. Tatsächliche PV-Einspeisung TenneT 2014 im Vergleich zur 24-h-Prognose und zum Standard-Einspeiseprofil EWE 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t → Einspeisung Fotovoltaik TenneT 2014 in Tageswerten Tages-Prognose Tages-Messung Profil (EWE) Jahresmittel
  36. 36. Tatsächliche PV-Einspeisung TenneT 2014 im Vergleich zur 24-h-Prognose und zum Standard-Einspeiseprofil EWE 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t → Einspeisung Fotovoltaik TenneT 2014 in Wochenwerten Wochen-Prognose Wochen-Messung Profil (EWE) Jahresmittel
  37. 37. 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → Woche des längsten Tages: 16.-22.06.2014 Prognose Messung Profil (EWE) Jahresmittel Solar-Einspeisung TenneT und Profil EWE Woche des längsten Tages 2014: Tagesprognose / Profil / Ertrag
  38. 38. Solar-Einspeisung TenneT und Profil EWE Woche des höchsten Ertrages 2014: Tagesprognose / Profil / Ertrag 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 14.4. 15.4. 16.4. 17.4. 18.4. 19.4. 20.4. 21.4. P/Pmittel→ t → Woche der höchsten Einspeisung: 14.-20.04.2014 Prognose Messung Profil (EWE) Jahresmittel
  39. 39. Solar-Einspeisung TenneT und Profil EWE Woche des kürzesten Tages 2014: Tagesprognose / Profil / Ertrag 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → Woche des kürzesten Tages: 22.-28.12.2014 Prognose Messung Profil (EWE) Jahresmittel
  40. 40. Solar-Einspeisung TenneT und Profil EWE Woche des geringsten Ertrags 2014: Tagesprognose / Profil / Ertrag 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 1.12. 2.12. 3.12. 4.12. 5.12. 6.12. 7.12. 8.12. P/Pmittel→ t → Woche der geringsten Einspeisung: 01.-07.12.2014 Prognose Messung Profil (EWE) Jahresmittel
  41. 41. Solar-Einspeisung TenneT und Profil EWE Tag des höchsten Ertrages 2014: Tagesprognose / Profil / Ertrag 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P/Pmittel→ t → Tag der höchsten Einspeisung: 17.04.2014 Prognose Messung Profil (EWE) Jahresmittel
  42. 42. Solar-Einspeisung TenneT und Profil EWE Kürzester Tag des Jahres 2014: Tagesprognose / Profil / Ertrag 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P/Pmittel→ t → Kürzester Tag: 22.12.2014 Prognose Messung Profil (EWE) Jahresmittel
  43. 43. Solar-Einspeisung TenneT und Profil EWE Tag des geringsten Ertrages 2014: Tagesprognose / Profil / Ertrag 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P/Pmittel→ t → Tag der geringsten Einspeisung: 30.12.2014 Prognose Messung Profil (EWE) Jahresmittel
  44. 44. Somit braucht die Energiewende frischen Wind
  45. 45. Standardisiertes Einspeiseprofil EWE EW0 – Windenergie, Verteilung über das Jahr (hier 2014) 0% 40% 80% 120% 160% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t →
  46. 46. Tatsächliche Wind-Einspeisung TenneT 15-min-Werte im Vergleich zu 24-h-Prognose und Einspeiseprofil EWE 0% 100% 200% 300% 400% 500% 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Prognose Messung Profil (EWE) Jahresmittel
  47. 47. Tatsächliche Wind-Einspeisung TenneT als Tages-Mittelwerte im Vergleich zur eigenen TenneT 24-h-Prognose 0% 100% 200% 300% 400% 500% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t → Tages-Prognose Tages-Messung Jahresmittel
  48. 48. Tatsächliche Wind-Einspeisung TenneT als Wochen-Mittelwerte im Vergleich zur eigenen TenneT 24-h-Prognose 0% 100% 200% 300% 400% 500% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t → Wochen-Prognose Wochen-Messung Jahresmittel
  49. 49. Tatsächliche Wind-Einspeisung TenneT Woche des geringsten Wind-Ertrages im Jahr: 19. - 25.05.2014 0% 100% 200% 300% 400% 500% 19.5. 20.5. 21.5. 22.5. 23.5. 24.5. 25.5. 26.5. P/Pmittel→ t → Prognose Messung Jahresmittel
  50. 50. Tatsächliche Wind-Einspeisung TenneT Woche des größten Wind-Ertrags im Jahr: 15. - 21.12.2014 0% 100% 200% 300% 400% 500% 15.12. 16.12. 17.12. 18.12. 19.12. 20.12. 21.12. 22.12. P/Pmittel→ t → Prognose Messung Jahresmittel
  51. 51. Tatsächliche Wind-Einspeisung TenneT Tag des schwächsten Windes: 04.03.2014 0% 100% 200% 300% 400% 500% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P/Pmittel→ t → Prognose Messung Jahresmittel 0% 100% 200% 300% 400% 500% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P/Pmittel→ t → Prognose Messung Jahresmittel Tag des schwächsten (04.03.) und Tag des stärksten Windes (22.12.2014)
  52. 52. Da muss mehr Wasser auf die Mühlen der Energiewende
  53. 53. Einspeiseprofil Kleinwasserkraft EGT Energie GmbH über das Jahr 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t → Einspeiseprofil Wasser EGT über das Jahr Wasserkraft Band (Mittelwert)
  54. 54. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  55. 55. Ich sprühe es auf jede Wand: Viel mehr Speicher braucht das Land! Doch woher nehmen und nicht stehlen? • Bei ungetrübtem Sonnenschein trifft eine »Globalstrahlung« von gut 1 kW auf jeden Quadratmeter Erde. • Das meiste davon ist Licht. • Licht lässt sich direkt in elektrische Energie umwandeln. • Der Wirkungsgrad ist bescheidenen (10% … 20%). • Doch was soll’s? Fläche ist noch genug vorhanden! • Prinzipiell reicht die auf ein Einfamilienhaus treffende Sonnenstrahlung aus, um so viel Strom zu erzeugen wie in diesem Haus verbraucht wird. • Man müsste »nur« die elektrische Energie speichern können. • Aber nicht nur am Tage für die Nacht, sondern auch im Sommer für den Winter!
  56. 56. »Desertec« hätte dieses Problem zu umgehen geholfen Doch eine der wenigen sinnvollen Ideen der Neuzeit lässt man friedlich wieder einschlafen
  57. 57. Sparen wir mal über das Jahr an So sammelt der »Solarteur« 0 MWh 10 MWh 20 MWh 30 MWh 40 MWh 50 MWh 60 MWh 70 MWh 80 MWh 90 MWh 100 MWh 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ Tausende t → Kumulierte Einspeisung Fotovoltaik-Einspeisung Profil (EWE) Messung (TenneT) Und so verbraucht dagegen ein Privat-Haushalt 0 MWh 10 MWh 20 MWh 30 MWh 40 MWh 50 MWh 60 MWh 70 MWh 80 MWh 90 MWh 100 MWh 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ Tausende t → Kumulierte Einspeisung Fotovoltaik-Einspeisung Profil (EWE) Messung (TenneT) Bedarf 25 Haushalte je 4000 kWh/a 0 MWh 10 MWh 20 MWh 30 MWh 40 MWh 50 MWh 60 MWh 70 MWh 80 MWh 90 MWh 100 MWh 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ Tausende t → Kumulierte Einspeisung Fotovoltaik-Einspeisung Profil (EWE) Messung (TenneT) Wind-Einspeisung Profil (EWE) Messung (TenneT) Bedarf 25 Haushalte je 4000 kWh/a 0 MWh 10 MWh 20 MWh 30 MWh 40 MWh 50 MWh 60 MWh 70 MWh 80 MWh 90 MWh 100 MWh 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ Tausende t → Kumulierte Einspeisung Fotovoltaik-Einspeisung Profil (EWE) Messung (TenneT) Wind-Einspeisung Profil (EWE) Messung (TenneT) Wasserkraft-Profil EGT Bedarf 25 Haushalte je 4000 kWh/a So sammelt der »Windmüller«So sammelt ein Kleinwasserkraftwerk
  58. 58. Ziehen wir davon das Lastprofil H0 ab Dann muss der »Solarteur« Akku-Kapazität für fast 90 Tage vorhalten! 0 d 10 d 20 d 30 d 40 d 50 d 60 d 70 d 80 d 90 d 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. Speicherstand Tagesverbräuche→ t → Bilanz-Verlauf über das Jahr Haushalt aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Sonne nach Messung TenneT Des »Windmüllers« Welt sieht besser aus – und hierzu komplementär 0 d 10 d 20 d 30 d 40 d 50 d 60 d 70 d 80 d 90 d 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. Speicherstand Tagesverbräuche→ t → Bilanz-Verlauf über das Jahr Haushalt aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Sonne nach Messung TenneT Haushalt aus Wind nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Wind nach Messung TenneT 0 d 10 d 20 d 30 d 40 d 50 d 60 d 70 d 80 d 90 d 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. Speicherstand Tagesverbräuche→ t → Bilanz-Verlauf über das Jahr Haushalt aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Sonne nach Messung TenneT Haushalt aus Wind nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Wind nach Messung TenneT Haushalt 23% Sonne / 77% Wind nach Einspeiseprofil Haushalt 23% Sonne / 77% Wind nach Messung 0 d 10 d 20 d 30 d 40 d 50 d 60 d 70 d 80 d 90 d 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. Speicherstand Tagesverbräuche→ t → Bilanz-Verlauf über das Jahr Haushalt aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Sonne nach Messung TenneT Haushalt aus Wind nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Wind nach Messung TenneT Haushalt 23% Sonne / 77% Wind nach Einspeiseprofil Haushalt 23% Sonne / 77% Wind nach Messung Haushalt aus Wasserkraft nach Profil EGT Mit 27% Sonne + 73% Wind reduziert sich der Akku-Bedarf auf 12 TageMit 100% Kleinwasserkraft wären es immerhin auch 23 TageIch sprühe es auf jede Wand: Energiemix braucht das Land!
  59. 59. Thermische Speicher: Nachtspeicherheizungen wären beinahe komplett verboten worden. Auch im Bestand. Ganz kurz davor durften sie wieder auferstehen. Unter der Bezeichnung »Energiespeicher«. Zur Rettung der Energiewende. Merke: • Pumpspeicherkraftwerke verwandeln elektrische Energie in potenzielle Energie und bei Bedarf wieder zurück in elektrische. • »Chemische Speicher« verwandeln elektrische Energie in chemische Energie und bei Bedarf wieder zurück in elektrische. • »Kinetische Speicher« verwandeln elektrische Energie in kinetische Energie und bei Bedarf wieder zurück in elektrische. • »Thermische Speicher« verwandeln elektrische Energie in Wärmeenergie – und … ? Bei Desertec war das mal so gedacht … aber Nachtspeicherheizungen?
  60. 60. Thermische Speicher: Nachtspeicherheizungen sind wie der Einsatz von Möbeln als Brennholz. Das Argument: »Diese Möbel verbrennen wir – die kauft sowieso niemand« ist schwach. Warum wurden sie denn dann überhaupt hergestellt? Es sei denn, man lebt vielleicht in Norwegen:  Viele Berge,  »schlechtes« Wetter,  dünne Besiedlung → 98% Wasserkraft. Dort sind Nachtspeicherheizungen grün!
  61. 61. Zyklen Max. Dauerstrom Preis Speicherungskosten Zahl bei I aus I ein abs. spez. W ges rel. 12,80 V 30,00 A 10,00 * C 1,50 A 0,50 * C 3 Ah 38,4 Wh 0,49 kg 59,95 € 1561 €/kWh 78,37 Wh/kg 12,80 V 45,00 A 11,25 * C 2,25 A 0,56 * C 4 Ah 51,2 Wh 0,63 kg 89,95 € 1757 €/kWh 81,27 Wh/kg 12,80 V 10,00 A 2,00 * C 2,50 A 0,50 * C 5 Ah 64,0 Wh 0,70 kg 89,95 € 1405 €/kWh 91,43 Wh/kg 12,80 V 50,00 A 10,00 * C 2,50 A 0,50 * C 5 Ah 64,0 Wh 0,80 kg 99,95 € 1562 €/kWh 80,00 Wh/kg 12,80 V 10,00 A 1,18 * C 2,50 A 0,29 * C 9 Ah 108,8 Wh 1,23 kg 109,95 € 1011 €/kWh 88,46 Wh/kg 12,80 V 18,00 A 2,00 * C 4,50 A 0,50 * C 9 Ah 115,2 Wh 1,17 kg 149,95 € 1302 €/kWh 98,46 Wh/kg 12,80 V 15,00 A 1,50 * C 5,00 A 0,50 * C 10 Ah 128,0 Wh 1,32 kg 345,00 € 2695 €/kWh 96,97 Wh/kg 12,80 V 12,00 A 1,00 * C 2,00 A 0,17 * C 12 Ah 153,6 Wh 1,62 kg 133,95 € 872 €/kWh 94,81 Wh/kg 12,80 V 30,00 A 2,00 * C 7,50 A 0,50 * C 15 Ah 192,0 Wh 1,85 kg 229,95 € 1198 €/kWh 103,78 Wh/kg 12,80 V 10,00 A 0,50 * C 6,00 A 0,30 * C 20 Ah 256,0 Wh 2,32 kg 495,00 € 1934 €/kWh 110,34 Wh/kg 12,80 V 30,00 A 1,20 * C 3,00 A 0,12 * C 25 Ah 320,0 Wh 2,97 kg 369,00 € 1153 €/kWh 107,74 Wh/kg 12,80 V 50,00 A 1,25 * C 40,00 A 1,00 * C 40 Ah 512,0 Wh 6,55 kg 435,00 € 850 €/kWh 78,17 Wh/kg 12,80 V 50,00 A 0,83 * C 50,00 A 0,83 * C 60 Ah 768,0 Wh 8,60 kg 630,00 € 820 €/kWh 89,30 Wh/kg 12,80 V 100,00 A 1,25 * C 80,00 A 1,00 * C 80 Ah 1024,0 Wh 11,70 kg 835,00 € 815 €/kWh 87,52 Wh/kg 12,80 V 100,00 A 1,00 * C 100,00 A 1,00 * C 100 Ah 1280,0 Wh 12,85 kg 925,00 € 723 €/kWh 99,61 Wh/kg 12,80 V 80,00 A 0,80 * C 80,00 A 0,80 * C 100 Ah 1280,0 Wh 14,50 kg 795,00 € 621 €/kWh 88,28 Wh/kg Allgemeine Anwendungen 12,00 V 2000 80% 45,00 A 0,50 * C 45,00 A 0,50 * C 90 Ah 1080,0 Wh 15,00 kg 595,00 € 551 €/kWh 72,00 Wh/kg 1728 kWh 34,43 ct/kWh 12,80 V 1000 60,00 A 3,00 * C 20,00 A 1,00 * C 20 Ah 256,0 Wh 3,25 kg 149,00 € 582 €/kWh 78,77 Wh/kg 3,20 V 5000 70% 60,00 A 3,00 * C 20,00 A 1,00 * C 20 Ah 64,0 Wh 0,75 kg 34,50 € 539 €/kWh 85,33 Wh/kg 224 kWh 15,40 ct/kWh 3,20 V 5000 70% 120,00 A 3,00 * C 120,00 A 3,00 * C 40 Ah 128,0 Wh 1,50 kg 70,74 € 553 €/kWh 85,33 Wh/kg 448 kWh 15,79 ct/kWh 3,20 V 5000 70% 180,00 A 3,00 * C 180,00 A 3,00 * C 60 Ah 192,0 Wh 2,30 kg 97,03 € 505 €/kWh 83,48 Wh/kg 672 kWh 14,44 ct/kWh 3,20 V 5000 70% 270,00 A 3,00 * C 270,00 A 3,00 * C 90 Ah 288,0 Wh 3,00 kg 154,41 € 536 €/kWh 96,00 Wh/kg 1008 kWh 15,32 ct/kWh 3,20 V 5000 70% 300,00 A 3,00 * C 300,00 A 3,00 * C 100 Ah 320,0 Wh 3,50 kg 170,91 € 534 €/kWh 91,43 Wh/kg 1120 kWh 15,26 ct/kWh 3,20 V 5000 70% 480,00 A 3,00 * C 480,00 A 3,00 * C 160 Ah 512,0 Wh 5,60 kg 281,92 € 551 €/kWh 91,43 Wh/kg 1792 kWh 15,73 ct/kWh 3,20 V 5000 70% 600,00 A 3,00 * C 600,00 A 3,00 * C 200 Ah 640,0 Wh 7,30 kg 319,00 € 498 €/kWh 87,67 Wh/kg 2240 kWh 14,24 ct/kWh 3,20 V 5000 70% 900,00 A 3,00 * C 900,00 A 3,00 * C 300 Ah 960,0 Wh 10,50 kg 468,00 € 488 €/kWh 91,43 Wh/kg 3360 kWh 13,93 ct/kWh 3,20 V 5000 70% 1200,00 A 3,00 * C 1200,00 A 3,00 * C 400 Ah 1280,0 Wh 13,70 kg 687,38 € 537 €/kWh 93,43 Wh/kg 4480 kWh 15,34 ct/kWh 3,20 V 5000 70% 2100,00 A 3,00 * C 2100,00 A 3,00 * C 700 Ah 2240,0 Wh 21,00 kg 898,00 € 401 €/kWh 106,67 Wh/kg 7840 kWh 11,45 ct/kWh 3,20 V 5000 70% 3000,00 A 3,00 * C 3000,00 A 3,00 * C 1000 Ah 3200,0 Wh 35,00 kg 1.698,00 € 531 €/kWh 91,43 Wh/kg 11200 kWh 15,16 ct/kWh 36,00 V 10 Ah 374,4 Wh 2,78 kg 359,00 € 959 €/kWh 134,68 Wh/kg 24,00 V 10 Ah 240,0 Wh 2,50 kg 549,00 € 2288 €/kWh 96,00 Wh/kg 12,00 V 2000 100% 30,00 A 1,20 * C 25 Ah 300,0 Wh 4,00 kg 479,00 € 1597 €/kWh 75,00 Wh/kg 600 kWh 79,83 ct/kWh 12,00 V 2000 100% 30,00 A 1,76 * C 17 Ah 204,0 Wh 2,70 kg 349,00 € 1711 €/kWh 75,56 Wh/kg 408 kWh 85,54 ct/kWh 12,00 V 2000 100% 20,00 A 1,33 * C 15 Ah 180,0 Wh 1,80 kg 299,00 € 1661 €/kWh 100,00 Wh/kg 360 kWh 83,06 ct/kWh 12,00 V 2000 100% 20,00 A 2,00 * C 10 Ah 120,0 Wh 1,40 kg 247,95 € 2066 €/kWh 85,71 Wh/kg 240 kWh 103,31 ct/kWh Minimum 1000 70% 10,00 A 0,50 * C 1,50 A 0,12 * C 3 Ah 38,4 Wh 0,49 kg 34,50 € 401 €/kWh 72,00 Wh/kg 224 kWh 11,45 ct/kWh Mittelwert 3882 78% 304,70 A 2,74 * C 331,87 A 1,43 * C 108 Ah 541,0 Wh 5,91 kg 391,41 € 724 €/kWh 91,52 Wh/kg 2358 kWh 34,27 ct/kWh Maximum 5000 100% 3000,00 A 11,25 * C 3000,00 A 3,00 * C 1000 Ah 3200,0 Wh 35,00 kg 1.698,00 € 2695 €/kWh 134,68 Wh/kg 11200 kWh 103,31 ct/kWh Energie- dichte U N C N m Antrieb oder Versorgung: Elektroboote, Segelboote, Mover, Rollstühle, Elektro- Fahrräder, Motorroller, Elektroroller, Autos, Wohnwagen, Wohnmobile, GoKarts, Golf Carts, Scooter, Seegelflugzeuge, Modellbau Elektro-Fahrräder „Extrem hochstromfest, schnell ladefähig“. Austauschbar gegen Blei-Akkus (auch Ladegerät bleibt). Ersatz für Bleibatterien, 12-V- Anwendungen mit moderater Stromentnahme. Leichte Bordstromversorgung für Segelflugzeuge mit höheren Lastströmen gegenüber Bleiakkus. USV Anlagen, Alarmanlagen. Nicht als Starterakku geeignet. Anwendung Wo bleibt der viel zitierte Preissturz bei den Li-Ionen-Zellen? Chemische Speicher (Akkumulatoren)
  62. 62. Wo bleibt der viel zitierte Preissturz bei den Li-Ionen-Zellen? Gutes ist nun mal teuer:  Lade-Entlade-Wirkungsgrade bis fast 100%!  Lade-Entlade-Wechsel innerhalb von Millisekunden!  Doch 1 kWh elektrischer Energie kostet nach der Speicherung auch heute immer noch ≈ 35 Cent mehr als vorher. Chemische Speicher (Akkumulatoren) Preise von Lithium-Ionen-Akkumulatoren für allgemeine Anwendungen (2015) – Mittelwerte über 35 Angebote Preis abs. spez. Minimum 38,4 Wh 34,50 € 401 €/kWh 72,00 Wh/kg 11,45 ct/kWh Geom. Mittel 541,0 Wh 391,41 € 724 €/kWh 91,52 Wh/kg 34,27 ct/kWh Maximum 3200,0 Wh 1.698,00 € 2695 €/kWh 134,68 Wh/kg 103,31 ct/kWh Speicher- kosten Energie- dichte C N
  63. 63. »2014 stellte die Robert Bosch GmbH an einem Windpark einen stationären Speicher mit einer Gesamtkapazität von 3,4 MWh auf«. Dieser ersetzt einen einzigen Windgenerator für gerade mal eine Stunde. Die Folgen einer 4 Tage dauernden Flaute werden dadurch um lediglich 1% gemildert – für diese eine einzige »Windmühle«. Auf den gesamten Windpark bezogen sind wir schon wieder bei der Homöopathie angelangt: Eine Flaute verkürzt sich hierdurch (rechnerisch) um etwa eine Minute (praktisch kann und darf ein solcher Akku nicht seine gesamte Energie in einer Minute entladen – das endet mit Feuerchen!) Chemische Speicher – Großspeicher Pressemeldung 1:
  64. 64. »Im Sommer wird der weltweit erste modulare Batteriegroßspeicher mit einer Leistungsklasse von 5 MWh in Aachen gebaut, gefördert mit rund 1,3 Millionen Euro, ≈ 1/5 der Investitionssumme«. Damit kostet die Kapazität hier ≈ 1300 €/kWh (u. a. wegen der 20-jährigen Garantie). Dann aber muss der Speicher z. B. 10.000 Mal in seinem Leben für z. B. 13 ct/kWh vollständig aufgeladen und für 26 ct/kWh wieder vollständig entladen werden. Oder 1.000 Mal »für lau« vollständig aufgeladen und für 1,30 €/kWh wieder völlig entladen werden ( jede Woche zwei Mal Krise im Netz). 1000 solcher Speicher – also zum Gesamtpreis von 6,5 Milliarden Euro – könnten Deutschland 2 bis 3 Minuten lang mit Strom versorgen – wenn sie es denn könnten (Feuerchen). Chemische Speicher – Großspeicher Pressemeldung 2:
  65. 65. »Jetzt soll die Anlage profitabel betrieben werden können«. Das klingt wie eine Herausforderung. So jedenfalls nennt man das auf Neudeutsch, wenn etwas praktisch nicht geht und dann auch noch theoretisch unmöglich ist. Damit wird der profitable Betrieb in der Tat zu einer Herausforderung in diesem Sinne. Und die Bezeichnung »Großspeicher« relativiert sich. »Bisher gibt es kaum konkrete Anwendungsfälle für Großspeicher. Ich sehe kein einziges Geschäftsmodell für Großspeicher im Netz, für das es nur die Chance gibt, sich zu rechnen«. (https://epaper.vdi- nachrichten.com/#/issue/1315250619/reading/article/13152506196179090) Chemische Speicher – Großspeicher Pressemeldung 2:
  66. 66. Elektrolyse – Lagerfähigkeit von Gas – Wasserstoff hat eine hohe Energiedichte! Hat Wasserstoff eine hohe Energiedichte? Ja:  Energiedichte von Wasserstoff: 39,39 kWh/kg  Energiedichte von Erdöl, Erdgas: 10 kWh/kg … 14 kWh/kg Nein:  Energiedichte von Wasserstoff: 3,54 kWh/m³  Energiedichte von Erdgas: 7,0 kWh/m³ … 11,6 kWh/m³
  67. 67. Elektrolyse »PtG« (Power to Gas – und wieder zurück mittels Brennstoffzelle!) Wasserstoff auf 200 bar zu verdichten kostet – netto, ohne die Verluste im Kompressor und dessen Antriebsmaschine – 5% des H2-Brennwerts. Durch die Kompression steigt die Energiedichte auf ≈ 0,7 kWh/l. Das ist nur ungefähr 1/15 von z. B. Dieselkraftstoff / Heizöl. Der »echt-autarke Solarteur« benötigt also zur Vollversorgung seines Einfamilienhauses • Solarzellen, • einen Elektrolyseur, • einen Kompressor, • ein Brennstoffzellen-Kraftwerk, • einen für 200 bar zugelassenen Druckbehälter von 1225 m³ Inhalt – mindestens das Doppelte des damit versorgten Einfamilienhauses!
  68. 68. Elektrolyse »PtG« (Power to Gas– und wieder zurück mittels Brennstoffzelle?) Wirkungsgrad Elektrolyseur: ≈ 75%; Wirkungsgrad Brennstoffzelle: ≈ 60%; → dieser Kreislauf insgesamt: ≈ 45%. Dann lieber doch den Wasserstoff in das bestehende Gasnetz einspeisen – ökologisch heizen mit »Solargas«. Das heißt: Durch Strom, der mit 12 ct/kWh vergütet wurde, mit einem Wirkungsgrad von 45% einen Brennstoff ersetzen, den man für 6 ct/kWh bekommt. Man kann es auch so formulieren: »Warum gießen Sie denn Wasser auf Ihr Blumenbeet? Sekt tut es doch auch!«
  69. 69. Biogas – regenerativ und doch lagerfähig! Zumindest in Grenzen – siehe Wasserstoff • Doch Biogas ist Brennstoff, keine elektrische Energie, also gerade so lagerfähig wie jeder andere Brennstoff auch. • Biogas besteht zu etwa 40% bis 75% aus Methan (CH4). • Fast der gesamte Rest ist CO2, also Ballast. • Biogas sollte zur Stromerzeugung mit Gasmotoren dienen – während man Erdgas getrost weiter zum größten Teil »verheizen« darf. • Ebenso gut ließe sich umgekehrt verfahren, was zum Teil (in großen Gebäuden) auch geschieht. • Aber Biogas entsteht nun mal »auf‘m platten Land«, wo kaum Markt für Wärme vorhanden ist. • Biogas lässt sich durch einen aufwändigen Prozess dem Erdgas angleichen, bis es mit diesem »kompatibel« ist (»Bio-Erdgas«). Der große Durchbruch ist das allerdings auch wieder nicht.
  70. 70. Potenzielle / Lageenergie: Stauwasserkraft – regenerativ und doch lagerfähig! Rechnen wir doch einmal nach: Auf dem Berg liegt ein See mit einem Speichervolumen von z. B. 1 km³, z. B. 10 km lang, 10 km breit und 10 m tief. Dieser enthält 109 t = 1012 kg Wasser. Da 1 kg Wasser ≈ 10 N wiegt, wiegt der Inhalt des Oberbeckens 1013 N. Liegt dieses 100 m oberhalb des Unterbeckens, entsteht beim Entleeren des Oberbeckens eine mechanische Energie von 1013 N * 100 m = 1015 Nm = 1015 J = 1 PJ. Mit einem Wirkungsgrad von 70% ergibt das 200 GWh elektrisch. Stromverbrauch 2014 in der Schweiz: 57,5 TWh. In die Stauwasserkraftwerke + Pumpspeicherkraftwerke passen 8,8 TWh. Dies entspricht also dem Bedarf von fast 56 Tagen! Hier kann man tatsächlich (sogar von saisonalem) Speicher sprechen!
  71. 71. Von wegen dezentral: Die größten Kraftwerke der Welt sind Stauwasserkraftwerke! Das größte Kraftwerk der Welt ist das Drei-Schluchten-Projekt in China. Es entspricht rund 15 Mal dem Kernkraftwerk Brokdorf! Wasserstrom: max. 32.500 m³/s Nenn-Höhenunterschied: 113 m Theoretisches Potenzial brutto: 36 GW Tatsächliche elektrische Leistung: »nur« 18,2 GW (Januar ≈ 4 GW) Also fließt zu Spitzenzeiten ein Teil des Wassers ungenutzt vorbei. Stauvolumen: 39,3 km³ (Bodensee: 48 km³) Speicher für 12 TWh, also fast 1 Monat Volllast-Betrieb! Hier steht ein gigantisches Stück Energiewende – wenn auch von Umweltschützern vielfach kritisiert. Dabei war der Anlass zum Bau ursprünglich der Hochwasserschutz.
  72. 72. Von wegen dezentral: Die größten Kraftwerke der Welt sind Stauwasserkraftwerke! Für Jahrzehnte hielt das Wasserkraftwerk von Itaipú zwischen Brasilien und Paraguay den Rekord als größtes Kraftwerk der Welt (14 GW). Jahresproduktion: 98 TWh – mehr als in den 3 Schluchten! Entsprechend 10 KKW oder 18% des deutschen Stromverbrauchs! Damit ist eigentlich Itaipú noch immer das größte Kraftwerk der Welt. Wasserstrom: max. 62.200 m³/s, jedoch zur Spitzenzeit nur 12% genutzt. Bis zu 82% fließen über die Staumauer. Mittlere Auslastung der Turbinen: 80%: Die Betriebsweise entspricht der eines Grundlastkraftwerks (Bandlast). Der Speicher weist eine ähnliche Reichweite auf wie der in China. Wenn man Grundlaststrom mit 3 ct/kWh bewertet, beschert das Kraftwerk den Betreibern einen Umsatz von 93 €/s.
  73. 73. Kinetische Energie: Rotierende Schwungmassen Gedanken-Experiment: • Die Statorwicklung im KKW Olkiluoto (1,8 GW) sei über einen Umrichter ans Netz angeschlossen. • Der Antrieb fiele schlagartig weg, der Generator liefe aus und lieferte während dessen noch die volle elektrische Leistung. Wie lange würde es bis zum Stillstand dauern?
  74. 74. Und das, obwohl … Knapp eine Sekunde lang könnte die kinetische Energie der Schwungmasse das Kraftwerk ersetzen!
  75. 75. 0,0 l 0,1 l 0,2 l 0,3 l 0,4 l 0,5 l 0,6 l 0,7 l 0,8 l 0,9 l 1,0 l 0 kJ 10 kJ 20 kJ 30 kJ 40 kJ 50 kJ 60 kJ 70 kJ 80 kJ 90 kJ 100 kJ 110 kJ 0 bar 50 bar 100 bar 150 bar 200 bar V→ W→ p → W [V= const] V »CAES« (compressed air energy storage): Druckluftspeicher Kompression von 200 l Luft auf ein Volumen von 1 l (von 1 bar auf 200 bar)
  76. 76. »CAES« (compressed air energy storage): Druckluftspeicher geben nicht viel her 1 m³ Luft kann bei 200 bar also 107 MJ ≈ 30 kWh speichern. Damit ist das erforderliche Volumen etwa 10 Mal so groß wie das für einen entsprechenden Li-Ionen-Akkumulator.  Der Vorteil des Druckluftspeichers ist zwar: Der Inhalt kostet nichts.  Der Nachteil ist jedoch: Der Druckbehälter muss es »ganz schön in sich haben«. Daher denkt man an die Nutzung unterirdischer Erdgas-Kavernen. Etwa 700 Befüllungen mit Druckluft entsprächen dem Energiegehalt des zuvor abgebauten Erdgases. Allerdings stellt dieser Vergleich eine Gleichsetzung chemischer mit mechanischer Energie dar. Das muss dazu, wie immer, erwähnt werden, denn die Umwandlungs- Wirkungsgrade in elektrische Energie unterscheiden sich sehr.
  77. 77. »CAES« (compressed air energy storage): Druckluftspeicher – viel bleibt auf der Strecke Luft erwärmt sich durch die Kompression.  Die Wärmekapazität cV von Luft für den Fall konstanten Volumens ist etwa 1,4 Mal so groß wie die Wärmekapazität cp für konstanten Druck.  Luft kühlt sich wieder ab, und die Wärme verteilt sich in der Umgebung.  Nutzt man nun den Restdruck des abgekühlten Gases zur Gewinnung mechanischer Energie, dann kühlt es sich nochmals ab.  Das begrenzt den erreichbaren Wirkungsgrad auf kaum über 50%.  Die Verluste des Kompressors und seines Antriebsmotors sind darin noch nicht berücksichtigt.
  78. 78. »CAES« (compressed air energy storage): Druckluftspeicher sind keine Idee der Neuzeit Die einzige Anlage dieser Art wurde 1978 in Huntorf bei Elsfleth gebaut. Die Kröte des schlechten Wirkungsgrads musste man dort »auf’m platten Land« in Ermangelung von Pumpspeicher-Potenzial schlucken. Was tut man nicht alles, um das Verbundnetz insgesamt am Laufen zu halten? Die Anlage wäre aus wirtschaftlichen Gründen beinahe stillgelegt worden – doch dann kam die Energiewende, und das Kraftwerk blieb. Die Leistung der Turbine beträgt 321 MW elektrisch. Die Kaverne ist etwa 310.000 m³ groß und wird mit ≈ 400 MWh Energie aufgeladen. Sie wird innerhalb von 8 Stunden mit 60 MW Kompressorleistung von 46 bar auf 72 bar aufgepumpt. Dies liefert Energie für rund 2 Stunden.
  79. 79. »CAES« (compressed air energy storage): Druckluftspeicher sind keine Idee der Neuzeit Jedoch: Es handelt sich überhaupt nicht um eine reine Druckluftturbine, sondern um eine herkömmliche, mit Erdgas betriebene Brenngasturine. Lediglich die Hilfsenergie zum Vorverdichten der Brennluft stammt aus dem Speicher. Dies relativiert diesen Energiespeicher doch erheblich. Da die Anlage zur Regulierung des Tageslastgangs eingesetzt wird, darf man davon ausgehen, dass die Druckluft bei der Nutzung noch warm und die Nutzung entsprechend effizienter ist. Hiervon kann bei dem noch immer gesuchten Jahreslastgangspeicher eher nicht ausgegangen werden. Wollte man allein mit dieser Technik über den Winter kommen, müssten unter etwa 1/100 der Fläche Deutschlands Kavernen von im Mittel 25 m Höhe liegen. Na ja, denkbar wär‘s immerhin.
  80. 80. Supraleitende magnetische Energiespeicher (SMES) sind reine Kurzzeitspeicher Prinzip: Speicherung von Energie in starken Magnetfeldern.  Supraleitende Spulen haben praktisch keine ohmschen Verluste.  »Hochtemperatur«-Supraleiter erlauben eine 100 mal höhere Stromdichte als Kupfer (von Aluminium gar nicht erst zu reden).  »Hochtemperatur« bedeutet hier um 100 K ≈ - 170°C.  Daher muss der Speicher leider ständig gekühlt werden, ob er nun gerade voll oder leer ist.  Vorteil ist aber, dass sich eine höhere Induktivität erreichen lässt, da die Strompfade dichter beieinander liegen.
  81. 81. Supraleitende magnetische Energiespeicher (SMES) speichern wenig und schlucken viel Diese Spule könnte z. B. aus 10.000 Windungen eines Supraleiters von 10 mm² Querschnitt bestehen. Belastbarkeit: I ≈ 3.000 A (statt 3 A bei Cu; 2 A bei Al). Induktivität (Faustformel): L ≈ 120 H. Energie-Inhalt: – gerade genug, um sich selbst eine Woche zu kühlen 0,9 m 1,0m 1,1 m kWhI L WL 300 2 2 
  82. 82. Super-Kondensatoren (Supercaps) speichern wirklich elektrische Energie direkt Dieser »Supercap« kann ≈ 15 kJ elektrische Energie speichern. Ein »Elko« (Elektrolyt-Kondensator) dieser Größe könnte ≈ 150 J speichern. Das ist mal eben Faktor 100. Leider aber werden von diesem Supercap immer noch 230 Stück benötigt, um 1 kWh elektrischer Energie zu speichern. In z. B. Laptop-Akkus umgerechnet wären es keine 20 Stück. Damit sind Superkondensatoren für die Energiewende ebenfalls »draußen«.
  83. 83. Zur Lage der Speichertechnologien in Deutschland 2015: Installierte Generatorleistung: 192,3 GW, davon konventionell (kurz- oder langfristig abrufbar): 90,0 GW, davon Pumpspeicherleistung: 5,7 GW. Maximaler Bedarf (2015): 82,0 GW. Stromerzeugung in Deutschland (2015): 574,2 TWh, davon aus Pumpspeicherkraftwerken: 5,7 TWh. Für eine »Energiewende« ist die bestehende Pumpspeicher-Kapazität also ein Tropfen auf den heißen Stein: 1% der Energie, 15% der Leistung. Alle anderen Speichertechnologien fallen dahinter, wie gezeigt wurde, noch um Größenordnungen zurück. Was nun?
  84. 84. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  85. 85. Folgerungen für die Energiewende: Überall das nutzen, was sich jeweils anbietet! Auf der Nordsee-Insel Texel steht nur eine neuzeitliche Windkraftanlage. Denn die schrecken ja Touristen ab. Historische gibt‘s mehrere. Denn die locken ja Touristen an.
  86. 86. Merkwürdig: Texel wimmelt vor Solar-Anlagen Na ja, logisch – denn an der Nordsee herrscht stets eitel Sonnenschein. Wind dagegen ist nahezu unbekannt.
  87. 87. Folgerung 1 für die Energiewende – dies ist nicht nachhaltig: Der gemeine Haushalts-Stromkunde zahlt etwa 25 ct/kWh, davon: 3 ct/kWh für die Energie, 22 ct/kWh für die Möglichkeit, diese jederzeit bei einer Leistung bis zu 23,5 kW abzunehmen, obwohl er im Mittel nur 0,5 kW abnimmt. Das ist der Kosten deckende Preis für die einmalige Nutzung eines Netzes, das diesen Luxus bietet. Der »Solarteur« dagegen nutzt das Netz ein zweites Mal und bekommt dafür 18 ct/kWh bezahlt! Dafür darf er sich dann auch noch »autark« nennen, wenn er im Sommer ungefähr so viel ins Netz speist wie er im Winter daraus entnimmt. »Bilanzielle Autarkie« nennt sich das. »Bilanziell« dazu zu setzen darf man heute auch gern mal vergessen.
  88. 88. Folgerung 2 für die Energiewende – zwei neue Anforderungen an die Versorgung: • Anforderung an das Netz: Der altbekannte, aus Erfahrungswerten vorhersehbare Tageslastgang wird durch einen neuen, stochastischen Lastgang überlagert, der vorwiegend vom Wetter abhängt. Diese neue Anforderung ist (beim gegenwärtigen Anteil solcher Einspeisungen von 26% – und darüber hinaus bis schätzungsweise 40%) beherrschbar. • Anforderung an die Energie-Bereitstellung: Zusätzlich zum Tageslastgang müsste eigentlich ein Jahreslastgang eingeführt werden bzw. Berücksichtigung finden, der durch Energiespeicherung reguliert werden müsste. Zu diesem Problem ist zur Zeit – mit einer bedingten Ausnahme – keine Lösung verfügbar! Mal sehen, was geht und was nicht funktioniert →
  89. 89. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  90. 90. Gute Aussichten: Energie sparen mittels Wärmepumpen  Die Wärmepumpe ist die einzige Maschine, von der man sagen kann, sie habe einen Wirkungsgrad von (sogar weit) über 100%.  Denn es lassen sich mittels 1 kWh elektrischer Energie ≈ 3 kWh Wärme draußen einsammeln, also 4 kWh Wärme ins Zimmer bringen:  Wirkungsgrad ≈ 400%! COP = 4 (coefficient of production).  Damit ist gegenüber der Verbrennung im Haus sehr wenig gewonnen, wenn Strom aus Wärme mit nur 30% Wirkungsgrad erzeugt wird.  Je besser aber der Wirkungsgrad beim Erzeuger und beim Verbraucher wird, und je mehr »Naturstrom« im Netz fließt, desto besser sieht die Bilanz für die Wärmepumpe aus.  Hier steckt großes Potenzial, insbesondere wenn man bedenkt:  Die Wärmepumpe sammelt Wärmemüll draußen auf und hebt ihn – dank des alternativlosen Einsatzes elektrischer Energie in elektrischen Betriebsmitteln – auf einen im Haus nutzbaren Pegel.
  91. 91. Gute Aussichten: Energie sparen mittels Wärmepumpen Prinzip: Kaltes noch kälter machen, um damit Warmes noch wärmer zu machen. Fakt 1: Gase / Dämpfe erwärmen sich beim Komprimieren. Fakt 2: Der Siedepunkt von Flüssigkeiten steigt mit dem Druck. Fakt 3: Das Verdampfen von Flüssigkeiten erfordert viel Energie. Vorgehensweise – erster Akt: Gas / Dampf wird komprimiert, erwärmt sich und wird der warmen Umgebung ausgesetzt. Dampf kondensiert, obwohl er wärmer ist als die warme Umgebung. Kondensationswärme wird frei. Vorgehensweise – zweiter Akt: Kondensat strömt in die kalte Umgebung, Druck wird abgelassen. Siedepunkt fällt, Flüssigkeit siedet, obwohl in kalter Umgebung, nimmt dabei viel Wärme auf und kühlt sich ab. Dampf strömt zum ersten Akt.
  92. 92. Mäßig gute Aussichten: Sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung (»KWK«) Hindernisse zentral / Großkraftwerk:  Rohrleitung (zu) lang,  »Carnot« senkt den Wirkungsgrad der Kraftwerke, wenn Wärme ausgekoppelt wird (Abwärme-Temperatur muss erhöht werden). Hindernisse dezentral / anwendernah:  Das Skalierungsgesetz,  ungenaue Deckung von Strom- und Wärmebedarf.
  93. 93. Mäßig gute Aussichten: Sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung (»KWK«) Prinzip: Thermisches Kraftwerk verwandelt chemische / nukleare Energie in 1/3 Strom und 2/3 Wärme. Doch warum »Verlustwärme«? Diese lässt sich noch für die Raumheizung verwenden! Auffällig: Dies  passt optimal zu oben genannten Werten! Doch leider: Verbrauch Primär-Energie eines Beispiel-Haushalts Wärme / Heizung 6500 kWh/a einschl. Warmwasser 1500 kWh/a Auto 800 l/a 8000 kWh/a Stromverbrauch 3000 kWh/a entspricht Primär-Energie 8000 kWh/a 8000 kWh/a
  94. 94. Mäßig gute Aussichten: Sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung (»KWK«) Last- profil H0 Haushalt (Tages- mittel- werte) 0 kWh/d 15 kWh/d 30 kWh/d 45 kWh/d 60 kWh/d 75 kWh/d 0 kWh/d 5 kWh/d 10 kWh/d 15 kWh/d 20 kWh/d 25 kWh/d 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. Pel→ t → Strombedarf eines Haushalts
  95. 95. Mäßig gute Aussichten: Sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung (»KWK«) Last- profile H0 Haushalt und HZ0 Nacht- speicher- heizung (Tages- mittel- werte) kor- relieren leider nur wenig! 0 kWh/d 15 kWh/d 30 kWh/d 45 kWh/d 60 kWh/d 75 kWh/d 0 kWh/d 5 kWh/d 10 kWh/d 15 kWh/d 20 kWh/d 25 kWh/d 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. Pth→ Pel→ t → Strom- und Wärmebedarf eines Haushalts Strombedarf Wärmebedarf
  96. 96. 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500% 550% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. 0 kWh/d 15 kWh/d 30 kWh/d 45 kWh/d 60 kWh/d 75 kWh/d 0 kWh/d 5 kWh/d 10 kWh/d 15 kWh/d 20 kWh/d 25 kWh/d 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. Pth→ Pel→ t → Strom- und Wärmebedarf eines Haushalts Strombedarf Wärmebedarf Gute Aussichten nur mit: KWK plus Fotovoltaik plus Akku Last- profile H0 und HZ0 hinterlegt mit Ein- speise- profil ES0 würden sich gut ergänzen
  97. 97. Gute Aussichten nur mit: KWK plus Fotovoltaik plus Akku Aber wer soll das bezahlen?  Schon der Akku allein kann nur subventioniert bestehen.  Die Solar-Anlage ist ebenfalls durch das Erneuerbare-Energien- Gesetz (EEG) finanziert.  Dann kommt noch das Kleinkraftwerk hinzu (BHKW oder Brennstoffzelle).  Dazu der übliche Haus-Anschluss. Ehe diese Rechnung aufgeht, wird Energie noch erheblich viel teurer werden müssen.  Doch da dürfen wir ganz optimistisch sein …
  98. 98. Bessere Aussichten: KWK und Wärmepumpe kombinieren Strom- ver- brauch einer Wärme- pumpe kor- reliert natur- gemäß mit dem Wärme- bedarf des Ge- bäudes 0 kWh/d 5 kWh/d 10 kWh/d 15 kWh/d 20 kWh/d 25 kWh/d 30 kWh/d 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. Pel→ t → Strombedarf eines Haushalts mitWärmepumpenheizung Strombedarf mit Wärmepumpenheizung Strombedarf ohne Wärmepumpe
  99. 99. Bessere Aussichten: KWK und Wärmepumpe kombinieren Strom- ein- spei- sung mit KWK kor- reliert natur- gemäß mit dem Wärme- bedarf des Ge- bäudes 0 kWh/d 5 kWh/d 10 kWh/d 15 kWh/d 20 kWh/d 25 kWh/d 30 kWh/d 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. Pel→ t → Strombedarf eines Haushalts mitWärmepumpenheizung und Einspeisung eines Haushalts mit KWK Strombedarf mit Wärmepumpenheizung Strombedarf ohne Wärmepumpe Einspeisung KWK-Anlage
  100. 100. Bessere Aussichten: KWK und Wärmepumpe kombinieren Optimaler Strommix: Nachbarschaft eines Gebäudes mit KWK zu einem Gebäude mit Wärmepumpe:  Das Wärmepumpen-Gebäude erhält Strom für (indirekte – sehr sparsame) elektrische Heizung und für die Allgemein-Versorgung vom BHKW-Gebäude.  Das BHKW-Gebäude verbraucht Gas für 4/3 Gebäude.  Das BHKW-Gebäude erzeugt Strom für zwei Gebäude.  Das Wärmepumpen-Gebäude verbraucht kein Gas   2 Gebäude beheizt und mit Strom versorgt mit dem Bedarf der Gasheizung von 4/3 Gebäuden. Und das Ganze auch noch ohne jegliches »Smart Grid«; gesteuert nur vom gemeinsamen Wetter. Donnerwetter!
  101. 101. Schlechte Aussichten: USV-Anlagen und Notstrom-Versorgungen »… mit USV-Geräten Primärregelleistung bereitzustellen …« (www.elektropraktiker.de/nc/fachinformationen/fachartikel/eine-usv-muss- mehr-koennen) Wann soll diese Technik denn zum Einsatz kommen?  Entweder braucht man die USV, weil der Strom ausfallen könnte – aber dann darf der Akku niemals schon vorher leer sein!  Oder man geht davon aus, dass der Strom schon nicht ausfallen wird bzw. wenn, dass dies dann »nicht so schlimm sein wird«. Dann braucht man aber keine USV. Dies entspricht wieder einmal der genialen Empfehlung: »Kaufen Sie sich eine Kuh! Dann haben Sie immer Fleisch und Milch«. Jedoch: Warum werden Notstrom-Aggregate nicht in der Spitzenlast eingesetzt? Aufwändiger ist schon die Fähigkeit zum Netzparallelbetrieb.
  102. 102. Ziemlich schlechte Aussichten: Brennstoffzellen und Gasspeicher Der weltweit größte »Gasometer« fasst 600.000 m³ Gas, entsprechend einem Brennwert von 2160 MWh. Wollte man z. B. ein Kernkraftwerk von 1,3 GW durch 1000 Wasserstoff- Brennstoffzellen zu je 1,3 MW (Wirkungsgrad 60%) ersetzen, wäre der Gasspeicher in genau einer Stunde leer. Besser geht‘s mit den schon erwähnten unterirdischen Kavernen. Diese jedoch erfordern die Kompression des Gases. Die Kaverne in Huntorf böte als Speicher für Brenngas (statt Druckluft) Platz, um 1/100 von Deutschland etwa 4 Tage lang mit Strom zu versorgen.
  103. 103. Gute Aussichten zum Sparen mit Energie: Gas-und-Dampf-Turbinen (»GuD«) Gasturbinen lassen sich schnell hochfahren und sehr schnell in der Leistung variieren. Damit stellen sie die optimale Ergänzung zu den regenerativen Einspeisungen dar. Ihre Arbeitstemperatur liegt deutlich höher als die von Dampfkraftwerken. Verbrennungstemperaturen bis maximal 1600°C lassen sich nutzen.  Das ist gut für den Carnot-Wirkungsgrad. Leider aber ist das Abgas mit ≈ 650°C auch noch ziemlich heiß.  Das ist schlecht für den Carnot-Wirkungsgrad. Was liegt da näher als das noch heiße Abgas zu nutzen, um damit Dampf zu erzeugen und zusätzlich eine Dampfturbine anzutreiben? Fertig ist die Gas-und-Dampf-Turbine.
  104. 104. Gute Aussichten zum Sparen mit Energie: Gas-und-Dampf-Turbinen (»GuD«) GuD-Anlagen erreichen traumhaft hohe Wirkungsgrade bis gut 60%. Dabei verfügt der Gasturbinenteil, der etwa 2/3 der Leistung erbringt, über genau die Vorteile, die der neue Energiemarkt benötigt: Die Anlage läuft bei Anforderung schnell hoch, hat allerdings dann bei gut der halben Leistung ein »Plateau«, bis das Wasser endlich kocht. Leider ist der Brennstoff Erdgas relativ teuer. Hier sollte eigentlich der CO2-Handel helfen, denn:  Erdgas verursacht bei der Verbrennung weniger CO2 als Kohle.  Wegen des hohen Wirkungsgrades muss wesentlich weniger Erdgas verbrannt werden.  Doch der CO2-Handel läuft zur Zeit nicht so recht.  Und per se erneuerbar ist diese Technik nicht;  »nur« recht sparsam ist sie.
  105. 105. Ganz schlechte Aussichten: »Strom im Wärmemarkt« 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 800% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t → HZ0: Nachtspeicherheizung 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 800% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. t → ES0: Fotovoltaik dient eben nicht der Entsorgung überflüssigen Fotovoltaik-Stroms …
  106. 106. 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 800% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → Norm-Lastprofil HZ0: Nachtspeicherheizung Ganz schlechte Aussichten: »Strom im Wärmemarkt« … oder zur Nutzung des Sonnenscheins im Sommer … zur Jahreszeit des meisten Sonnenscheins
  107. 107. 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 800% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → Norm-Lastprofil HZ0: Nachtspeicherheizung Ganz schlechte Aussichten: »Strom im Wärmemarkt« … sondern zum Heizen der kalten Bude, wenn keine Sonne scheint! zur Jahreszeit des geringsten Sonnenscheins
  108. 108. 0 d 25 d 50 d 75 d 100 d 125 d 150 d 175 d 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. Speicherstand Tagesverbräuche→ t → Bilanz-Verlauf über das Jahr Nachtspeicherheizung aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE Nachtspeicherheizung aus Sonne nach Messung TenneT Ganz schlechte Aussichten: »Strom im Wärmemarkt« im Einsatz als »solare Energiespeicher«
  109. 109. Gar nicht so schlechte Aussichten: »Strom im Wärmemarkt« – indirekt oder klein Doch ist von dieser Anwendung meist auch gar nicht die Rede (in der Überschrift vielleicht – aber nicht im Text). Eine Veröffentlichung z. B. widmet der »flexibilisierten« Nachtspeicher- heizung nur einen ganz kurzen Abschnitt und beschließt ihn mit: »Ob das System zukunftsfähig ist, bleibt abzuwarten«. Vielmehr geht es fast immer um • elektrische Warmwasser-Bereitung, • Zwangsbelüftungen mit Wärmetauschern in Wohnräumen • Wärmepumpen (die mit Nachtspeicherheizungen außer dem Ver- wendungszweck überhaupt nichts gemeinsam haben). So gesehen kann Strom im Wärmemarkt eine große Zukunft haben!
  110. 110. Gute Aussichten? »HGÜ« spart Verlust? Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung Die Errichtung eines Umrichters an jedem Ende • ist mit erheblichem Aufwand verbunden und • frisst jeweils etwa 0,5% der Übertragungsleistung an Verlusten, etwa so viel wie 50 km Kabel. Nein, die Entscheidung für HGÜ geschieht stets aus anderen Gründen – nicht, weil diese Art der Übertragung weniger Verluste hätte. Außerdem ist es immer eine Frage der Auslegung und der Auswahl des Kabels, welche Höhe an Verlusten man denn nun zulässt: • Da die Verluste fast ausschließlich aus dem ohmschen Widerstand bestehen, kann man sie praktisch immer halbieren, indem man den Leiterquerschnitt verdoppelt – ob nun für Drehstrom oder Gleichstrom. • Ohne weiteres ließe sich die Freileitung überdimensionieren bzw. nicht voll auslasten – und schon zöge sie mit dem Erdkabel gleich.
  111. 111. Gute Aussichten: »HGÜ« trägt weiter Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung Dies ändert allerdings nichts daran, dass die HGÜ einen wichtigen Baustein für die Energiewende bildet: • Der Einsatz von HGÜ wird unumgänglich, wenn längere Strecken als Erdkabel oder als Seekabel geführt werden sollen. • Auch kann HGÜ Verbundnetze untereinander verbinden, die nicht synchron laufen. Also: Das eine tun und das andere nicht lassen! Je mehr Leitungen und Netze, desto Energiewende.
  112. 112. Schlechte Aussichten: »Wärme aus der Tiefe« – Geothermie Der Ausbau erfolgt nur in »homöopathischen Dosen«: Windkraft in Deutschland 2015: 44.800 GW 87.700 GWh/a Fotovoltaik in Deutschland 2015: 39.700 GW 38.400 GWh/a Geothermie in Deutschland 2015: 34 GW 86 GWh/a Das ist alles. Warum? Weil man so tief nicht bohren kann und will, dass es so richtig schön warm wird, wie Herr Carnot es gern hätte. Außer z. B. in Island. Bei uns dagegen muss man schon sehr viel Wärme aus der Erde holen, um davon nennenswerte Anteile in elektrische Energie umwandeln zu können.
  113. 113. Schlechte Aussichten: »Wärme aus der Tiefe« – Geothermie Auch die Zange zwischen dem Wachstumsgesetz und der dezentralen Erzeugung schlägt hier wieder voll zu: Um z. B. den Querschnitt einer Rohrleitung zu vervierfachen, genügt es, den Durchmesser zu verdoppeln. Damit verdoppeln sich auch der Umfang und also der Materialbedarf. Der Strömungswiderstand fällt dadurch sogar auf 1/16. Man baue also möglichst wenige möglichst große Anlagen! Umgekehrt führt die Vervierfachung des Sammelgebiets nicht zum vierfachen Ertrag, weil der Boden in der Umgebung schon »ausgelutscht« ist. Man baue also möglichst viele möglichst kleine Anlagen! Ja, was denn nun?
  114. 114. Gar nicht so schlechte Aussichten: Geothermie im Verbund mit Wärmepumpen Geothermie hat eher eine indirekte Bedeutung für die Energiewende, da sie sich zum gemeinsamen Einsatz mit Wärmepumpen in der Raumheizung geradezu anbietet. Hierfür hilft eine geringfügige Anhebung der Ausgangs-Temperatur schon viel, um den Wirkungsgrad / COP (coefficient of production) und den Ertrag beträchtlich zu erhöhen. Eine Wärmepumpenheizung kann also gerade dadurch effizient, attraktiv und Kosten deckend werden, dass sie das Erdreich (mit Tiefenbohrung) als Wärmequelle nutzt.
  115. 115. Dünne Aussichten: »Blaue Energie« ist auch grün – sechs Energien aus dem Meer 1. Meeresströmungen lassen sich wie Fließgewässer nutzen. 2. Gezeitenkraftwerke nutzen den Tidenhub. • Träfen die größten Buchten der Erde (Sognefjord in Norwegen) • mit dem größten Tidenhub zusammen, so läge das Potenzial um 2 GWh – und das 4 mal täglich. 3. Wellenkraftwerke nutzen die Wellenbewegung des Wassers. Vier Stück in Schottland und Portugal zu je 750 kW waren in Betrieb. Eine läuft noch. 4. Osmosekraftwerke nutzen den osmotischen Druck, wo Frischwasser in das Salzwasser des Meeres fließt. 1 m² Membran kann etwa 3 W erzeugen.
  116. 116. Dünne Aussichten: »Blaue Energie« ist auch grün – sechs Energien aus dem Meer 5. Thermohaline Auftriebskraftwerke: Seewasser ist an der Oberfläche wärmer als am Meeresgrund. Andererseits ist der Salzgehalt in der Tiefe geringer. Der Salzgehalt hat mehr Auswirkung auf die Dichte als die Temperatur: Die Dichte ist oben höher. Man führe also ein Rohr von der Oberfläche in die Tiefe. Wasser steigt im Rohr auf, erwärmt sich, behält aber den niedrigeren Salzgehalt bei. Auftrieb: Etwa 15 N/m³. Ertrag für Wassertiefe 3000 m und eine 2 m dicke Leitung: ≈ 1 MW. (www.weirdscience-club.de/index.php?option=com _content&view=article&id=110:sabrina-behrens-alice-knauf-thermohalines- auftriebskraftwerk&catid=44:naturpur-08&Itemid=76)
  117. 117. Dünne Aussichten: »Blaue Energie« ist auch grün – sechs Energien aus dem Meer 6. Tiefseespeicherkraftwerke (»TSSKW«): Man setze 1000 »Sinkkörper« (z. B. aus Beton) mit einer Masse von je 45 t in ein »Kraftwerksschiff«. Abzüglich Auftrieb bleibt eine Gewichtskraft von etwa 300 kN. Bei 6000 m Tiefe ergibt sich eine Energie-Lagerkapazität von 1000 * 300 kN * 6 km = 1800 GNm = 1800 GJ ≈ 491 MWh. Damit könnte ein solches Schiff immerhin etwa 500 km weit fahren. In der betreffenden Veröffentlichung jedoch sind die Sinkkörper quaderförmig statt strömungsgünstig gestaltet. Bei der vorgeschlagenen Geschwindigkeit von 2 m/s ergibt dies einen Strömungswiderstand von rund 5 kN. Und was ist mit dem Strömungswiderstand des 6 km langen Seils?
  118. 118. Dünne Aussichten: »Blaue Energie« ist auch grün – sechs Energien aus dem Meer 6. Tiefseespeicherkraftwerke (»TSSKW«): Letztlich sind diese Detailfragen auch müßig, denn: Es ist unklar, wie die elektrische Energie zum Kraftwerksschiff und wieder von dort fort geleitet werden soll. Ein Seekabel wird der Einfachheit halber als vorhanden vorausgesetzt. Es gibt aber keine Seekabel in der Tiefsee. 6 km Seekabel wiegen über 30 t. Ein Seekabel trägt aber keine 30 t. Es reißt also schon gleich beim Verlegen ab. (https://www.vde.com/DE/FG/ETG/PBL/MI/2016-01/Seiten/Download.aspx)
  119. 119. Solarthermie der anderen Art: Aufwindkraftwerke (Thermikkraftwerke) Man überdache ein Stück Wüste mit einem transparenten Werkstoff und lasse die Luft darunter so richtig schön warm werden. Über einen Kamin kann sie dann entweichen. Der Aufwind lässt sich durch eine Turbine nutzen. Die Temperatur-Differenz zwischen Eintritt und Austritt des Kamins stellt den theoretischen Höchst-Wirkungsgrad dar (Carnot). Prototyp-Anlage in Manzanares (Zentral-Spanien): Turmhöhe 195 m, Kollektorfläche 4738 m², erbringt eine errechnete Leistung von 47,3 kW. Langzeit-Bestwert (gemessen): 51,7 kW, entsprechend 10,9 W/m², ergibt einen Wirkungsgrad von ≈ 1% (der Globalstrahlung ≈ 1 kW/m²). Das ist eine Zehnerpotenz weniger als heutige Fotovoltaik-Anlagen.
  120. 120. Solarthermie der anderen Art: Aufwindkraftwerke (Thermikkraftwerke) Mehr ist nach Carnot auch nicht drin. 15°C 16°C 17°C 18°C 19°C 20°C 975 hPa 980 hPa 985 hPa 990 hPa 995 hPa 1000 hPa 1005 hPa 1010 hPa 1015 hPa 1020 hPa 1025 hPa 0 m 100 m 200 m 300 m ϑ→ p→ h → Luftdruck und Temperatur in Abhängigkeit von der Höhe über Meer p ϑ Δϑ
  121. 121. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  122. 122. Bilanz – erst ein Wort zur Geschichte: Wohin geht die derzeitige Energiewende? Energiewende 1: • Ersatz der Windenergie in der Seefahrt erst durch Kohle, dann durch Öl, • Ersatz von Wasser- und Windkraft in der Erzeugung mechanischer Energie durch Dampf. Energiewende 2 (unvollendet abgebrochen): • Ersatz von Kohle, Gas, und Öl durch Kernkraft. Energiewende 3: • Ersatz von Kernkraft und Kohle durch Solar- und Windenergie. Na ja, unser Stromsystem besteht halt seit eh und je aus drei Phasen, die sich periodisch wiederholen…
  123. 123. Bilanz: Wohin geht die Energiewende 2? Regelenergie / Regelleistung Wer in der Schweiz 10 MW für eine Woche vorhalten kann, bekam dafür in 2014 zwischen 30.000 CHF und 70.000 CHF. Das sind immerhin zwischen 12% und 28% dessen, was man für eine konstante Abnahme der vollen 10 MW über eine ganze Woche bezahlen müsste (gerechnet mit Haushaltstarifen). Wird die bereit gehaltene Leistung tatsächlich in Anspruch genommen, so bekommt der Anbieter für die Energie zusätzlich den aktuellen Börsenpreis +20%. Wer negative Sekundär-Regelleistung im Angebot hat (also auf Kommando Strom abnimmt), bekommt einen Rabatt von 20% auf den aktuellen Preis. (Benedikt Vogel: »Netzwerk steuert Strom im Sekundentakt«. ET HK extra 2015, S. 138)
  124. 124. Bilanz: Regelenergie / Regelleistung Dabei sind die Schweizer Strompreise ziemlich gnädig! www.strompreis.elcom.admin.ch/Map/ShowSwissMap.aspx Stromtarife in der Schweiz – Minima / Mittelwerte / Maxima über 178 Gemeindewerke Netznutzung Energie Abgabe KEV Total exkl. MWST Min. Mitt. Max. Min. Mitt. Max. Min. Mitt. Max. Min. Mitt. Max. Min. Mitt. Max. H1 4,07 14,28 23,10 4,22 6,79 8,68 0,06 1,04 7,29 1,30 1,30 1,30 9,66 23,42 40,37 Rp/kWh H2 3,75 11,88 18,82 4,20 6,79 11,70 0,06 1,01 7,25 1,30 1,30 1,30 9,30 20,98 39,08 Rp/kWh H3 4,38 9,20 14,57 3,89 6,19 8,68 0,06 0,98 6,81 1,30 1,30 1,30 9,63 17,66 31,36 Rp/kWh H4 4,74 9,95 15,50 4,21 6,71 9,77 0,06 0,98 7,27 1,30 1,30 1,30 10,31 18,95 33,84 Rp/kWh H5 4,22 8,25 13,02 3,93 6,20 8,79 0,06 0,96 6,87 1,30 1,30 1,30 9,51 16,72 29,97 Rp/kWh H6 2,19 6,35 10,58 3,13 5,66 8,80 0,06 0,94 6,44 1,30 1,30 1,30 6,68 14,25 27,12 Rp/kWh H7 4,12 7,66 13,48 1,64 6,24 8,94 0,06 0,95 7,01 1,30 1,30 1,30 7,12 16,16 30,73 Rp/kWh H8 3,93 9,07 16,04 3,93 6,68 9,77 0,06 0,97 7,27 1,30 1,30 1,30 9,22 18,02 34,37 Rp/kWh C1 4,02 10,24 20,24 4,63 7,18 10,37 0,06 0,97 7,11 1,30 1,30 1,30 10,00 19,69 39,01 Rp/kWh C2 2,25 9,15 15,82 4,26 6,90 10,27 0,05 0,94 7,07 1,30 1,30 1,30 7,86 18,29 34,46 Rp/kWh C3 2,22 8,19 13,84 4,30 6,31 9,30 0,01 0,91 6,60 1,30 1,30 1,30 7,83 16,70 31,03 Rp/kWh C4 2,20 7,43 12,38 4,11 6,03 8,79 0,00 0,89 6,16 1,30 1,30 1,30 7,62 15,64 28,63 Rp/kWh C5 2,99 5,77 10,66 4,11 5,97 8,67 0,00 0,82 5,91 1,30 1,30 1,30 8,40 13,86 26,54 Rp/kWh C6 2,85 5,43 10,75 2,00 6,00 8,97 0,00 0,77 5,90 1,30 1,30 1,30 6,15 13,50 26,92 Rp/kWh C7 2,60 4,83 10,22 3,95 5,80 8,60 0,00 0,74 5,61 1,30 1,30 1,30 7,85 12,67 25,74 Rp/kWh Tarif
  125. 125. Bilanz: Die Kostenstruktur als zwingender Faktor Die Situation ist folgende: • Zuerst bauen wir neben der bestehenden Erzeugungsanlage eine zweite auf, die dann eingreift, wenn sie verfügbar ist. • Solange sie produziert, spart sie Brennstoff ein. • Der Strom aus dem bestehenden System wird nun auch teurer, da die Anlagen ständig auf und ab fahren. • Ein Braunkohlekraftwerk braucht 9 bis 15 Stunden zum Anfahren. • Bei Teillast verschlechtert sich der Wirkungsgrad. Wir wissen bis hierhin, dass Sonne und Wind zusammen, wenn sie beide annähernd voll verfügbar sind, den gesamten Leistungsbedarf Deutschlands decken können. Was wir nicht wissen, ist, wann und wie schnell diese Zeiten kommen und gehen.
  126. 126. Bilanz: Die Kostenstruktur als zwingender Faktor Angeblich lassen sich Braunkohlekraftwerke nicht unter 40% ihrer Nennleistung betreiben. So genau sagt uns das leider niemand. Mit Sicherheit aber wissen wir, wie viel Zeit und Energie es kostet, ein Braunkohlekraftwerk still zu setzen und wieder anzufahren. Nun beklagen wir uns, dass durch die Finanzierung dieses Systems der Strom zu teuer wird, um ihn »regenerativ« zu verheizen: »In zukünftigen Szenarien mit sehr hohen EE-Anteilen drängt sich daher die Nutzung von Strom im Wärmemarkt („Power-to-Heat“ – PtH) förmlich auf. Auf diese Weise lassen sich die fossilen Energieträger … im Wärmemarkt effizient und kostengünstig substituieren«. (https://www.vde.com/de/InfoCenter/Seiten/Details.aspx?eslShopItemID=35de 181d-8487-4b5b-aaa9-7a979c8656e5) Tun sie? Genau hier beißt sich die Katze in den Schwanz: Der Strom ist eben nicht kostengünstig aus Sicht des Verbrauchers, also sprich billig!
  127. 127. Bilanz: Die Kostenstruktur als zwingender Faktor Strom ist eben deswegen teuer geworden, weil der regenerativ erzeugte Anteil darin enthalten ist. Es besteht wohl Konsens darüber, dass regenerativ erzeugter Strom prinzipiell als höherwertig anzusehen ist; also ist er folgerichtig teurer. Dies ist die eine mögliche Sichtweise. Wir gehen doch auch nicht ins Reformhaus und meutern, dass die Preise dort höher sind als im Supermarkt. Wenn man den guten, »grünen« Strom billig und guten Gewissens verheizen kann, werden sich auch »künftig die fossilen Kraftwerke, die Stromnachfrage und die Stromspeicher an der wetterabhängigen Stromproduktion von Windkraft- und Solaranlagen ausrichten müssen« (www.agora-energiewende.de/de/projekte/-agothem- /Projekt/projektdetail/87/12+Thesen+zur+Energiewende). Müssen vielleicht, aber können vor Lachen! Und wer soll das bezahlen?
  128. 128. Bilanz: Die Kostenstruktur als zwingender Faktor Fast so gut könnte man fordern, das Wetter habe sich gefälligst nach dem Strombedarf zu richten. Doch das ist bekanntlich aussichtslos. Die andere mögliche Betrachtungsweise ist mithin: Erneuerbar erzeugter Strom ist noch weniger wert als Grundlast- Einspeisung. Ein Mitarbeiter des Kernkraftwerks Emsland berichtete (2009): »Wir speisen die Kilowattstunde für 2,9 Cent ins Netz ein«. Diese Leistung steht zwar immer nur in konstanter Höhe, aber doch wenigstens rund um die Uhr, Sommer wie Winter zur Verfügung. Von der Fotovoltaik weiß man hingegen, dass sie bei Nacht schon mal gar nicht und im Winter nur sehr, sehr mäßig zur Verfügung steht. Daher hat fotovoltaisch erzeugter Strom auf dem Markt zunächst einmal einen noch deutlich geringeren Wert als Grundlast-Einspeisung.
  129. 129. Bilanz: Die Kostenstruktur als zwingender Faktor Vielleicht müsste man deutlicher zwischen »Wert« und »Preis« unterscheiden, die hier ungewöhnlich stark auseinander klaffen. Wie sich die Sache darstellt, hat erneuerbare Energie im Stromnetz so lange einen gewissen Wert (gemessen an Kosten / Preisen), wie sie als Ergänzung zu den konventionellen Quellen auftritt. Der Marktpreis entspricht ganz grob den Kosten für den eingesparten Brennstoff. Oder jedenfalls müsste dies so sein, handelte es sich nicht um einen »regulierten Markt« (d. h. eine Art »rundes Quadrat«). In dem Moment, in dem keine konventionelle Energie mehr zu ersetzen ist, ist der Markt gewissermaßen »am Anschlag«. Spätestens jetzt werden die Preise negativ. →
  130. 130. Bilanz: Der weitaus größte Schritt liegt noch vor uns Eine Windkraftanlage oder 50.000 m² Solargeneratoren können jährlich so viel Strom liefern wie 1.000 Haushalte im selben Jahr verbrauchen. Tatsächlich aber sind die Haushalte damit (z. B.!) nur die halbe Zeit versorgt, weil Angebot und Nachfrage zeitlich nicht zusammenfallen. Zwei Windkraftanlagen bzw. 100.000 m² decken schon 3/4 der Zeit ab. Aber beide müssen im Jahresmittel um jeweils 50% abgeregelt werden. Vier Windkraftanlagen bzw. 200.000 m² decken schon 7/8 des Bedarfs ab. Dafür bleiben die Erzeugungspotenziale nun schon zu je 75% ungenutzt. Damit ist das Problem von »Dunkelflauten« immer noch nicht gelöst. Speichertechnologien, die die Lücken schließen könnten, gibt es nicht (bis auf eine, die aus geografischen Gründen nur in einigen Ländern umsetzbar ist).
  131. 131. 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 200% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Anteil erneuerbarer Energie → Energiewende – Aufwand und Auswirkungen Kosten Effekt Bilanz Energiewende: Der weitaus größte Schritt liegt noch vor uns Bis 40% sieht die ETG im VDE noch kein Problem – »nur« hohe Kosten – aber dann…?
  132. 132. Bilanz: Wie wird es weitergehen? – Noch einmal: Wir haben in Deutschland: Bedarf min. 35 GW, Bedarf max. 82 GW. Installierte Leistung Wind 45 GW, Installierte Leistung Fotovoltaik 40 GW. Also gibt es Zeiten der Versorgung allein aus Sonne und Wind (z. B. am »Muttertag« 2016 schon zu 95% – EEX-Preis: -103 €/MWh!). Obwohl die Abregelung »Erneuerbarer« – heute noch – extreme Ausnahmen darstellt. Jedoch: Jede von nun an neu errichtete »Windmühle«  ist weniger rentabel als die vorherige  und macht alle bestehenden ein klein wenig weniger rentabel wegen zunehmender Abregelungen.
  133. 133. Bilanz: Wie wird es weitergehen? – Noch einmal: Wir haben in Deutschland: • 1/3 subventionierte regenerative Einspeisung, die von • 2/3 konventioneller Einspeisung mit getragen werden muss. Wir wollen in Deutschland: • 4/5 regenerative Einspeisung, die von • 1/5 konventioneller Einspeisung mit getragen werden soll oder sich selbst trägt. Aber wie soll das gehen?
  134. 134. Bilanz: Wie wird es weitergehen? – Noch einmal: Das heißt dann aber, dass • eine Windkraftanlage nur an jedem fünften Starkwindtag wirklich läuft • bzw. eine laufende vier still stehende mit »durchfüttern« muss • oder alle fünf nur 20% der momentan möglichen Leistung einspeisen. Technisch geht das. Die »Landschaftsspargel« stehen dann aber wirklich überall herum – und kosten Geld. Stellen Sie sich vor, ein Hydrant müsste sich über das abgegebene Wasser amortisieren …
  135. 135. Bilanz: Manche Begriffe wären besser nie erfunden worden, z. B. »Netzparität« Also noch einmal ganz langsam zum Mitdenken: Wie ausgeführt, zahlt der gemeine Haushalts-Stromkunde etwa 25 ct/kWh, davon: 3 ct/kWh für die Energie, 22 ct/kWh für das Netz. Wenn der »Solarteur« dagegen für 25 ct/kWh seine eigene Energie erzeugt, solange diese verfügbar ist, anderenfalls aber auf das Netz zurück greift, so ist dies alles andere als ein Grund zum Jubeln! Ebenso gut ließe sich eine »Busparität« definieren: →
  136. 136. Bilanz: Manche Begriffe wären besser nie erfunden worden, z. B. »Netzparität« Ein Autofahrer fährt lieber mit dem eigenen PKW zur Arbeit als mit dem Bus, weil ihn der Kraftstoff weniger kostet als die Fahrkarte für den Bus. Nur in Ausnahmefällen nimmt er den Bus, • etwa bei extremen Wetterbedingungen • oder wenn er »einen im Tee« hat. Wann das sein wird, sagt dem ÖPNV-Anbieter aber niemand vorher. Der Bus muss also täglich / stündlich fahren. Wer bezahlt die Leerfahrten, wenn alle so handeln? Ist nun »Busparität« etwas Tolles? Ein Meilenstein? Auf dem Weg wohin? Wie lange wird der Bus wohl noch fahren?
  137. 137. Bilanz: Manche Begriffe wären besser nie erfunden worden, z. B. »Autarkie« »Autarkie« hieß früher einmal: »Ohne jede Anbindung an irgendein Versorgungsnetz« (ausschließlicher Inselbetrieb). »Autarkie« heißt heute: Man speist im Sommer etwa so viel Energie ins Netz wie man im Winter daraus entnimmt. »Bilanzielle Autarkie« müsste sich das eigentlich nennen (und selbst dies ist schon ein zum Zweck der Beschönigung eingeführter Ausdruck – nur erfunden, um das Wort »Autarkie« darin unterzubringen). »Bilanziell« dazu zu setzen darf man heute auch gern mal vergessen.
  138. 138. Bilanz: Manche Begriffe wären besser nie erfunden worden, z. B. »Null-Energie-Haus« Mit dem Null-Energie-Gebäude verhält es sich ebenso: Man speise im Sommer etwa so viel Energie ins Netz wie man im Winter daraus entnimmt. Wo ist die Botschaft darin? Ebenso gut ließe sich ein »Null-Kilometer-Pendler« definieren: Er fährt morgens 50 km zur Arbeitsstelle und abends 50 km wieder zurück, ist also wieder dort, woher er gekommen ist. Toll!
  139. 139. Warum funktioniert das System unter diesen Bedingungen überhaupt noch? Merke: 1. Deutschland ist in der Nutzung erneuerbarer Energie in der Stromerzeugung allen anderen EU-Ländern weit voraus (Ausnahmen: Dänemark, Niederlande). 2. Es gibt aber kein »deutsches Stromnetz«, sondern nur das UCTE-Netz und das European Network of Transmission System Operators for Electricity (www.entsoe.eu). 3. Deutschland ist Strom-Exportland. Deutscher Wind- und Solarstrom wird also in benachbarte EU-Länder verkauft, wo noch viel »Platz« dafür offen ist. Wieder ein Grund mehr, warum Norwegen und die Schweiz nicht zur EU gehören…(?)
  140. 140. -50 TWh/a -30 TWh/a -10 TWh/a 10 TWh/a 30 TWh/a 50 TWh/a 70 TWh/a 90 TWh/a 2004 2012 2013 2014 2015 W→ Stromhandel mit dem Ausland Export Import Bilanz: Deutschland ist Strom-Exportland 15% gehen ins Ausland, 6% kommen (zu anderen Zeiten) zurück
  141. 141. Bilanz: Deutschland ist Strom-Exportland 15% gehen ins Ausland – und sei es zu negativen Preisen! Zeiten negativer Strompreise 2010 12h/a 2011 15h/a 2012 56h/a 2013 64h/a 2014 64h/a 2015 115h/a
  142. 142. Bilanz: Neue Netze braucht das Land! Zwei Arten der Netzbeanspruchung 1. Globaler Strom-Überschuss → negative Strompreise: Wer nun Strom »entsorgt«, bekommt eine »Belohnung« bezahlt. Obwohl sich die Einspeisung von Sonne und Wind ohne Weiteres abregeln oder ganz abschalten ließe. »Schuld« ist das EEG, das die Netzbetreiber zur Aufnahme des EEG- Stroms verpflichtet. Nur wenn er befürchten muss, • sein Kohlekraftwerk ganz abfahren zu müssen • und bei Dämmerung nicht rechtzeitig wieder »hoch« zu bekommen • und so einen großräumigen Stromausfall zu riskieren, darf der Netzbetreiber statt dessen die erneuerbaren Einspeisungen abregeln – Missbrauch nicht ausgeschlossen. Wie weit soll / wird der Ausbau also noch gehen? Wird er zur Zeit gerade durch dasselbe EEG »abgeregelt«, das ihn erschuf?
  143. 143. Bilanz: Neue Netze braucht das Land! Zwei Arten der Netzbeanspruchung 2. Lokaler Netzmangel → überhöhte Spannung im Niederspannungsnetz Auch bei den kleinen, dezentralen Einspeisungen dürfen die Netzbetreiber (ab)regelnd eingreifen, wenn sie den Betrieb ihrer Netze als gefährdet ansehen. Denn unsere Netze sind nicht dafür gebaut, Leistung »von unten nach oben« einzuspeisen. Sie wurden als reine Verbrauchernetze entworfen. Der »RONT« (regelbarer Ortsnetz-Transformator) kann hier helfen. Dazu kommt der Netzausbau auf Nieder- und Mittelspannungsebene: Mehr Leitungen werden Erzeuger und Verbraucher engmaschiger miteinander vernetzen. Dickere Kabel und stärkere Freileitungen werden die Impedanzen zwischen Erzeuger und Verbraucher reduzieren und so die Spannung stabilisieren.
  144. 144. Bilanz: Was studiert eine Studie? Z. B »Der Zellulare Ansatz« der ETG Man nenne einen Haushalt fortan »Energiezelle«. Man fasse die »Energiezellen« zusammen zu übergeordneten »Energiezellen«. So werden die OS-Anschlüsse des nächsten Verteiltrafos auch wieder zu einer »Energiezelle«. Konsequent weiter geführt, würde auf diese Art auch das UCTE-Netz zu einer »Energiezelle«. So weit reicht die Studie aber nicht (www.vde.com/de/InfoCenter/Seiten/Details.aspx?eslShopItemID=285c9c8d- a1bb-4463-af26-cf1d3a53a93a). Sonst ändert sich eigentlich nichts.
  145. 145. Bilanz: Was studiert eine Studie? Z. B »Der Zellulare Ansatz« der ETG Abschnitt 4.1.4: »Es wird untersucht, ob das Prinzip von autarken Energiezellen über alle Ebenen der Energieversorgung realisiert werden kann.« Ist das autark? Wenn es dann weiter heißt: »Das bedeutet, dass mehrere Zellen in einer Ebene sich auf der nächsthöheren Ebene wieder als eine einzelne Zelle abbilden und nach dem gleichen Grundprinzip behandelt werden.« Und wie ist das heute – im Gegensatz hierzu? »Es wäre also vorstellbar, dass sich die Struktur der Energieversorgung in Deutschland an örtliche Gegebenheiten und Verwaltungsebenen wie z. B. Haus, Straße, Ortsteil, Ort / Stadt, Kreis, Regierungsbezirk und Bundesland orientiert«. Was die Energieversorgung in Deutschland heute natürlich niemals täte.
  146. 146. Bilanz: Was studiert eine Studie? Z. B »Der Zellulare Ansatz« der ETG – Speicher: Abschnitt 2.3: » … Speicher haben ihre Einsatzpotenziale bisher nur im Labor … gezeigt. Durch weitere Forschungs- und Entwicklungsarbeiten müssen sichere, robuste, einfach handhabbare und preiswerte Produkte entwickelt werden, um die Marktreife zu erreichen«. Abschnitt 3.3: »Offen bleibt dabei zunächst, inwieweit die naturbedingte Fluktuation dieser Energiequellen mit dem zeitlichen Verlauf des Bedarfs in Deckung gebracht werden kann«. So? Was studiert diese Studie dann? Abschnitt 4.2.2: »Zusätzlich können durch Speicher Lastspitzen beim Bezug und bei der Einspeisung deutlich reduziert werden«. Wir korrigieren: »könnten«.
  147. 147. Bilanz: Was studiert eine Studie? Z. B »Der Zellulare Ansatz« – Wunsch und … ? Abschnitt 3.2: »Es wird angenommen, dass die Reduzierung der mechanischen Energie um 40% zu erreichen ist, da der Endenergie-Verbrauch im Verkehrsbereich bis 2050 um 40% gesenkt werden soll«. Abschnitt 3.4: »Es wird auch eine Reduktion des Endenergiebedarfs um 50% zugrunde gelegt, erwartet wird jedoch eine Zunahme des Elektrizitätsbedarfs.« Abschnitt 4.1.4: »Fragen der Vertraulichkeit von Daten müssen konzeptionell gelöst werden«. Wann? Wie? Wo? Von wem?
  148. 148. Bilanz: Was studiert eine Studie? Z. B »Der Zellulare Ansatz« – alles beim Alten: Abschnitt 4.1.4: »Steuerung und Überwachung wurden wie bisher gelöst.« »Das neue Grundprinzip, also das Ausbalancieren von Erzeugung und Verbrauch auf einer möglichst niedrigen Ebene kann erheblichen Einfluss auf den Ausbau bzw. die Ertüchtigung von bestehenden Netzen haben.« Kann steigernden Einfluss haben. Kann mindernden Einfluss haben. Kann – muss nicht; es kann auch gar kein Einfluss bestehen. Wenn der Hahn kräht auf dem Mist, ändert sich das Wetter – oder es bleibt, wie‘s ist.
  149. 149. Bilanz: Was studiert eine Studie? Z. B »Der Zellulare Ansatz« – alles beim Alten: Abschnitt 4.3.2: »Der Anschluss der Energiezelle GHD [Gewerbe / Handel / Dienste] an elektrische Netze weist keine grundsätzlichen Neuerungen auf.« Abschnitt 4.4.4: »In Zukunft stellen sich Anforderungen und Ziele an diese Zelle, die sich nicht wesentlich von der Situation heutiger Betriebe unterscheiden.« Doch: Der heutige »Betrieb« nennt sich in Zukunft »Zelle«. Abschnitt 4.4.5: »Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass mit zunehmender Zellengröße … der Energiebedarf nicht mehr lokal aus erneuerbaren Energiequellen gedeckt werden kann. Für die … Auslegung neuer Netze bedeutet dies, dass … Industriezellen auch künftig auf einen Anschluss … an die Übertragungsnetze … angewiesen sein werden.«
  150. 150. Bilanz: Was studiert eine Studie? Z. B »Der Zellulare Ansatz« – mehr Netz oder … Abschnitt 4.2.2: »Die Anforderungen an das elektrische Netz können sich im Vergleich zu heute … deutlich erhöhen. Durch die zeitgleiche Einspeisung … bzw. den zeitgleichen Bezug … erhöht sich die Gleichzeitigkeit signifikant«. »Bei der Einspeisung ist die Gleichzeitigkeit sehr groß, da beispielsweise PV-Anlagen jeweils zur gleichen Zeit einspeisen, und somit tritt der Effekt der Vergleichmäßigung der Belastung nicht auf.« Abschnitt 4.3.4: »Die Anschlussleistung wird … über dem heutigen Niveau liegen«. Abschnitt 4.4: »Bei steigender Größe der Energiezelle Industrie und damit höherer Energieintensität der Versorgungsaufgabe wird deutlich, dass diese immer mehr auf die Versorgung mit Energie von außerhalb der Zelle angewiesen ist und der Bedarf nicht lokal gedeckt werden kann.«
  151. 151. Bilanz: Was studiert eine Studie? Z. B »Der Zellulare Ansatz« – … weniger Netz? Abschnitt 6.1 (Schlussfolgerungen!?): »Die Untersuchungen haben gezeigt, dass sich durch die lokale Bilanzierung der Erzeugung und des Verbrauchs in den einzelnen Energiezellen der notwendige Energieübertragungsbedarf erheblich reduziert«. So, haben sie? Das kommt doch sehr darauf an, was man unter »Bilanzierung« versteht. Am Tage Strom zu erzeugen, den man bei Nacht verbraucht, ist eine Form der »Bilanzierung«, hilft aber weder dem Netz, noch dem Stromversorger, noch dessen Kunden, der nachts Licht benötigt, nicht am Tage.
  152. 152. Bilanz: Was studiert eine Studie? Z. B »Der Zellulare Ansatz« – möglich …? Abschnitt 4.1.4: »Die einfachste Technologielösung für die netzautarke Energiezelle Haushalt stellt eine Erweiterung der Energiezelle Haushalt mit Stromnetzanschluss um den Elektroenergiespeicher dar.« Was denn nun – netzautark oder mit Stromnetzanschluss? Weiter heißt es dann: »Die Versorgung Energiezelle Haushalt erfolgt hierbei einzig durch die der Energiezelle Haushalt zugehörige PV-Anlage. Der Wärmebedarf wird durch eine Wärmepumpe bereitgestellt.« Oha! Das erfordert dann schon eine Akkumulator-Kapazität von rund 2 MWh zum Preis von etwa einer Million Euro!
  153. 153. Bilanz: Was studiert eine Studie? Z. B »Der Zellulare Ansatz« – … oder unmöglich? Abschnitt 4.2.4: »Der Zellulare Ansatz zeigt, dass eine autarke Versorgung insbesondere für Einfamilienhäuser möglich ist. Eine autarke Versorgung erscheint aber aus Gründen der Überdimensionierung und Back-Up-Erfordernisse nicht als sinnvoll für die allgemeine Anwendung und wird daher nicht weiter betrachtet.« Erkenntnis-Gewinn: Da wird einem nichts geschenkt! Wer nach Erkenntnis strebt, muss selbst nachdenken: →
  154. 154. Bilanz: Energiewende – durch Politik oder durch Technik? Zuerst war alles ganz klar: »Neue Netze braucht das Land«, um den regenerativ erzeugten Strom von dort, wo er entstand, nach dort zu leiten, wo er gebraucht wurde. Das war augenblicklich politischer Konsens. Dann stellte man fest, dass an jeder Stelle eines geplanten Hochspannungsmasts bereits eine Bürgerinitiative stand. Schon war wieder alles ganz klar: Der regenerativ erzeugte Strom wird doch stets verbrauchernah erzeugt! Da braucht es viel weniger Netze als bisher. Das war sofort politischer Konsens. Die Physik hat sich dem gebeugt(?)
  155. 155. Bilanz: Energiewende »gegen den Strom« Nicht gegen den elektrischen – den der Zeit! Der will es im Moment gerade schon mal wieder, dass der einige Jahre lang viel gepriesene Netzausbau völlig überflüssig sei und »nur« dem Stromhandel diene. Viel besser sei es, an vielen Stellen dezentral jeweils das einzuspeisen, was sich am Ort des Geschehens anbiete. Dies ist im Ansatz richtig, doch haben »Dunkelflauten« die unangenehme Angewohnheit, mehrere europäische Nachbarländer gleichzeitig zu überziehen – und dies bisweilen auch für mehrere Tage. Der richtige Ansatz muss also lauten: Das eine tun, aber das andere nicht lassen! Irgendwo ist es immer hell, irgendwo ist es immer windig.
  156. 156. Bilanz: Energiewende »gegen den Strom« Nicht gegen den elektrischen – den der Zeit Von »Speicher als Option zur Flexibilisierung der Netze und Vermeidung von Netzausbaukosten« ist dort (d. h. auch in der Fachpresse) die Rede. Es muss vielmehr umgekehrt lauten: »Netzausbau als Option zur Flexibilisierung der Netze und Vermeidung von Speicherkosten (und dem mühsamen Erfinden von Speichern)«. Gestützt werden müsste das Ganze noch lange Zeit, wenn nicht für immer, mit GuD-Kraftwerken und für die ganz kurzfristigen Einsätze mit reinen Gasturbinen. Hier kämen auch Akkumulatoren in Frage. Aber dafür ist Energie bislang immer noch viel zu billig. Die Preise geben nicht den Wert dessen wieder, was da verbrannt wird, doch bei knapper werdenden Vorräten und zugleich zunehmendem Verbrauch wird in näherer oder fernerer Zukunft so manches finanzierbar werden, was heute noch absurd erscheint.
  157. 157. Bilanz: Energiewende »gegen den Strom« Nicht gegen den elektrischen – den der Zeit! Technisch machbar (»nur« teuer) wäre ein weltweites Stromnetz, das • Ost mit West (den Tag mit der Nacht) und • Nord mit Süd (den Sommer mit dem Winter) verbindet. In einem Stromnetz, das von Kanada bis nach Paraguay reicht, träfe • die »Ebbe« (fachsprachlich »Sunk«) an den Niagarafällen • auf die »Flut« (fachsprachlich »Schwall«) in Itaipú und umgekehrt. Die Erhöhung der Leitungsverluste ließe sich durch (noch) mehr Aluminium und Kupfer nahezu beliebig begrenzen. Das Problem der fehlenden Speicher (dort, wo Berge fehlen) ließe sich somit umgehen.
  158. 158. Die ENTSO-E hat‘s erkannt Geplanter Netzausbau an Land …
  159. 159. Die ENTSO-E hat‘s erkannt … und auf See
  160. 160. Energiewende: Realismus ist gefragt! Techniker müssten auch Visionen haben, hört man immer wieder. Doch sind Visionen eine Sache der Religion. Oder der Neurologie. Energiewende – das geht! Jedoch größtenteils durch den recht unspektakulären, dafür aber massiven Ausbau dessen, was wir ohnehin seit 100 Jahren nutzen: Netz, Netz und nochmals Netz! Das braucht viel Rohstoff (Beton, Stahl, Aluminium, Kupfer …) und kostet entsprechend viel Geld – aber es geht! Die Stromversorgung ist dabei den anderen Energieformen weit voraus! Vielfach hilft der Ersatz anderer Anwendungen durch Elektrizität. Nur Luftschlösser helfen dabei nichts.

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